UNIVERSITÉ DU QUÉBEC THÈSE PRÉSENTÉE À L'UNIVERSITÉ DU …depot-e.uqtr.ca/id/eprint/1194/1/030000401.pdf · 2011-12-07 · Université du Québec à Trois-Rivières Service

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UNIVERSITÉ DU QUÉBEC

THÈSE PRÉSENTÉE À L'UNIVERSITÉ DU QUÉBEC À TROIS-RIVIÈRES

COMME EXIGENCE PARTIELLE DU DOCTORAT EN GÉNIE ÉLECTRIQUE

PAR TAHAR TAFTICHT

ANALYSE ET COMMANDE D'UN SYSTÈME HYBRIDE PHOTOVOLTAIQUE ÉOLIEN

DÉCEMBRE 2006

Université du Québec à Trois-Rivières

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Avertissement

L’auteur de ce mémoire ou de cette thèse a autorisé l’Université du Québec à Trois-Rivières à diffuser, à des fins non lucratives, une copie de son mémoire ou de sa thèse.

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Remerciements

Les travaux présentés dans ce mémoire ont été effectués à l'Institut de Recherche sur

l'Hydrogène de l'Université du Québec à Trois-Rivières. Je remercie Messieurs Tapan

BOSE et Richard CHAHINE, l'ancien et le nouveau Directeur de l'Institut de Recherche

sur l'Hydrogène, de m'avoir accueilli dans leur Institut.

Je remercie M. Kodjo AGBOSSOU, Professeur au département de génie électrique et de

génie informatique, d'avoir accepté la direction scientifique de ces travaux de recherche. Je

lui exprime toute ma gratitude pour son expérience, sa compétence multidisciplinaire, son

soutien inconditionnel et ses qualités humaines.

Je remercie également M. Ahmed CHÉRIT l, Professeur au département de génie électrique

et de génie informatique, pour avoir accepté la lourde tâche de codiriger ma thèse, de

m'avoir guidé dans les méandres de l'électronique de puissance, pour sa gentillesse et de

son aide précieuses.

Je remercie tous les membres du jury pour l'intérêt qu'ils ont porté à mes travaux:

M. Yves DUBÉ, Professeur à l'Université du Québec à Trois-Rivières, pour m'avoir fait

l'honneur de présider le jury de thèse.

M. Mohsen GHRIBI, Professeur à l'Université de Moncton (Nouveau-Brunswick), pour

sa participation au jury et pour l'intérêt qu'il a montré pour mes travaux.

M. Rachid LAOUAMER, Chef de projet à Synapse Électronique inc.(Québec), pour sa

participation au jury et pour le regard industriel qu'il a porté sur ce travail.

Merci à M. Mamadou Lamine DOUMBIA, Professeur à l'Université du Québec à Trois

Rivières pour la collaboration dans ce travail, sa gentillesse, sa disponibilité et son aide

précieuse. Merci à M. Adel Omar DAHMANE, Professeur à l'Université du Québec à

Trois-Rivières pour sa gentillesse et sa bonne humeur et son aide précieuse.


Je remercie tout le personnel de l'Institut de Recherche sur l'Hydrogène de l'Université du

Québec à Trois-Rivières pour la passion, le dynamisme et l'enthousiasme dans le travail de

recherche et en particulier le Docteur Ahmed HOURRI, pour sa gentillesse, sa bonne

humeur, ses conseils et ses encouragements.

Je tiens à exprimer ma reconnaissance à l'ensemble de l'équipe d'énergies renouvelables:

A. BILODEAU, M. ROBITAILLE, N. HASSANALYet V. D. TRAN KHANH pour leurs

compétences, leur disponibilité et leur gentillesse.

Mes remerciements vont aussi aux membres de ma communauté et plus particulièrement à :

Mustapha SGHIER, Mohamed RAHMOUNI, Abdelhalim SANDALI, adil ANOUAR,

Zine El Abidine SOUDANI, Lamri LAOUAMER, Houmadi BENAMAR, Yahya

MOHAMMED l, Messaoud AHMED OUAMEUR et Fouad MOKHTARI.

Merci à toutes les personnes que je n'ai pas citées et qui ont participé de près ou de loin à la

réalisation de ce travail. Merci pour leur sympathie et simplement pour le plaisir que j'ai eu

à les côtoyer quotidiennement.

Je voudrais remercier tout particulièrement mes parents et mes beaux parents ainsi que tous

les membres de ma famille de leur soutien et leurs encouragements tout au long de mon

cursus.

Merci à mes filles Narimane, Nesrine et Chiraz lajoie de ma vie de m'avoir accompagné

et de m'avoir supporté dans ce travail.

Je terminerai en réservant une place toute particulière à mon épouse Yamina qui, par sa

patience et son appui de chaque instant m'a grandement facilité l'accomplissement de ce

travail.

11


Résumé

L'utilisation des énergies renouvelables pour la production de l'énergie est une option

énergétique prometteuse qui répond à la demande croissante en énergie dans le monde,

avec des avantages comme l'abondance, l'absence de toute pollution et la disponibilité en

plusieurs points du globe terrestre. Cependant le rendement énergétique de la chaîne de

conversion de ces énergies est relativement bas. Ceci constitue un problème pour les

concepteurs qui se trouvent confrontés à développer des dispositifs MPPT (maximum

power point tracking) robustes et fiables en vue d'obtenir un rendement énergétique

maximal, utilisée sur une large plage d'applications.

L'objectif de cette thèse est d'apporter une contribution scientifique au domaine des

énergies renouvelables. Cette contribution vise deux domaines (i) le développement d'une

méthode MPPT pour le transfert optimal de l'énergie dans les systèmes photovoltaïques ;

(ii) l'application du principe MPPT au générateur éolien.

Les contributions scientifiques apportées dans cette thèse sont

• une nouvelle méthode MPPT basée sur une approche non linéaire pour l'estimation

de la référence du point de fonctionnement optimal des modules photovoltaïques.

• Le développement de nouveaux algorithmes MPPT pour l'optimisation du transfert

d'énergie dans les systèmes photovoltaïques.

• Proposition d'une nouvelle approche d'optimisation du transfert d'énergie dans les

sources éoliennes.

• Conceptions de convertisseurs MPPT pour les sources photovoltaïques et éoliennes.

Les résultats apportés par la thèse démontrent la pertinence de l'optimisation du

transfert d'énergie dans les systèmes d'énergies renouvelables. Ces résultats

démontrent également que l'utilisation des convertisseurs d'électronique de puissance

améliore grandement le rendement global des systèmes de production d'énergies

renouvelables.

111


Table des Matières

Remerciements .......................................................................................... i

Résumé .................................................................................................. iii

Table des Matières .................................................................................... iv

Liste des figures ..................................................................................... viii

Liste des symboles ................................................................................... xiii 1 !

CHAPITRE 1 : INTRODUCTION GENERALE

1.1. Introduction ...................................................................................... 1

1.2. Domaine de recherche .......................................................................... 4

1.3. Problématique de recherche ................................................................... 8

1.3.1. Problématique des systèmes hybride PV - éolien .................................... 8

1.3.1.1. Système PV ...................................................................... 8

1.3.1.2. Système éolien .................................................................. 9

1.3.2. Problème de la régularisation de l'énergie fournie ................................. 10

1.4. Objectifs ........................................................................................ 11

1.5. Méthodologie .................................................................................. 11

1.6. Contributions scientifique .................................................................... 12

1.7. Structure de la thèse .......................................................................... 13

CHAPITRE 2: LES GÉNÉRATEURS PHOTOVOLTAIQUES

2.1. Introduction ..................................................................................... 15

2.2. Principe de la conversion PV ................................................................ 15

2.3. Modélisation des générateurs PV ............................................................ 18

2.4. Influences des paramètres externes ......................................................... 20

2.4.1. Courant de court-circuit .............................................................. .20

2.4.2. Tension de circuit ouvert .............................................................. 21

2.4.3. Puissance optimale ..................................................................... 21

2.5. Influences de l'éclairement. .................................................................. .21

2.6. Influences de la température .................................................................. 22

IV


2.7. Association de cellules PV ................................................................... 23

2.8. Systèmes photovoltaïques ..................................................................... 26

2.9. Avantages et inconvénients des systèmes photovoltaïques .............................. 27

2.9.1. Avantages ................................................................................ 27

2.9.2. Inconvénients ........................................................................... 28

2.10. Le système de régulation de charge ...................................................... 28

2.11. Optimisation du couplage entre le générateur PV et la charge ........................ 29

2.11.1. Charge adaptée ......................... .' ............................................ 30 , 2.11.2. Calcul de la géométrie optimale du champ PV ................................ 31

2.1l.3. Couplage avec convertisseur MPPT .............................................. 32

2.12. Conclusion ..................................................................................... 33

CHAPTER 3 : DÉVELOPPEMENT D'UNE APPROCHE MPPT NON LIÉAIRE

3.1. Introduction ..................................................................................... 34

3.2. Méthodes usuelles de MPPT ............................................................... .34

3.2.1. Méthode se basant sur des tables des caractéristiques ............................. 35

3.2.2. Méthode de la référence fixe .......................................................... 35

3.2.3. Méthode se basant sur la modélisation de la tension du circuit ouvert ......... 37

3.2.4. Méthode se basant sur la modélisation du courant de court-circuit ............ .37

3.2.5. Méthode de calcul de la drivée de la puissance ..................................... 39

3.2.6. Algorithme d'incrémentation de la conductance ..................................... 39

3.2.7. Algorithme de perturbation et observation (P&O) .............................. .41

3.3. Développement d'approche non linéaire de la méthode MPPT ....................... .41

3.4. Simulation de la méthode basée sur l'approche non linéaire ........................... .44

3.5. Validation de la méthode proposée .......................................................... 46

3.6. Conclusion ...................................................................................... 48

CHAPITRE 4 : IMPLÉMENTATION ET EXPÉRIMETATION DE LA MÉTHODE MPPT PROPOSÉE

4.1. Introduction .................................................................................... 50

4.2. Conception du convertisseur MPPT pour PV ............................................. 50

4.2.1. Mode de conduction continue ........................................................ 53

v


4.2.2. Conditions aux limites entre conductions continue - discontinue ............... 55

4.2.3. Mode de conduction discontinue ..................................................... 56

4.2.4. Mode de conduction discontinue à tension de sortie constante .................. 59

4.3. Analyse de la convergence du point de puissance maximale ........................... 60

4.4. Réalisation du convertisseur MPPT ......................................................... 65

4.4.1. Circuit de puissance .................................................................... 65

4.4.2. Circuit de commande .................................................................. 66

4.4.3. Mesure du courant et de la tension ................................................... 66 ,

4.5. Implémentation des algorithmes MPPT développés .................................... 67

4.5.1. Implémentation de l'algorithme de la méthode P&O ............................ 68

4.5.2. Implémentation de l'algorithme basé sur l'approche non linéaire ............. 69

4.5.3. Implémentation de l'algorithme de la méthode perturbation et observation

combiné à l'approche non linéaire .................................................. 70

4.6. Discussions et conclusion .................................................................... 74

CHAPITRE 5 : CHAINE DE CONVERSION ÉOLIENNE

5.1. Introduction ..................................................................................... 75

5.2. Énergie éolienne ................................................................................ 75

5.3. Caractéristique des turbines éoliennes ...................................................... 76

5.3.1. Turbines à axe vertical. ................................................................ 77

5.3.2. Turbines à axe horizontaL ............................................................. 78

5.4. Chaîne de conversion éolienne .............................................................. 80

5.4.1. Systèmes couplés au réseau alternatif. ............................................... 83

5.4.1.1. Génératrices asynchrones à cage ............................................ 84

5.4.1.2. Génératrices asynchrones à rotor bobiné .................................. 85

5.4.1.3. Génératrices synchrones .................................................... 87

5.4.2. Systèmes couplés à des batteries électrochimiques ou à un bus continu ...... 89

5.5. Transfert optimal d'énergie dans les systèmes de conversion éolienne ............... 90

5.5.1. La commande TSR .................................................................... 93

5.5.2. La commande PSF .................................................................... 93

5.6. Conclusion ..................................................................................... 94

VI


CHAPITRE 6 : MODÉLISATION DE LA CHAINE DE CONVERSION

ÉOLIENNE

6.1. Introduction .................................................................................... 96

6.2. Modèle de la turbine éolienne ................................................................ 96

6.3. Modélisation de la chaîne de conversion éolienne ....................................... 100

6.3.1. Générateur synchrone ................................................................. 101 1

6.3.2. Limitations du fonctionnement dans un circuit de puissance non commandé. 103

6.4. Influence du bus DC sur la limitation de la régulation à puissance optimale ......... 105

6.4.1. Tension du bus DC constante ........................................................ 106

6.4.2. Tension du bus DC variable ......................................................... 107

6.5. Conclusion ...................................................................................... 109

CHAPITRE 7 : OPTIMISATION DU TRANSFERT D'ÉNERGIE DANS LA

CHAINE DE CONVERSION ÉOLIENNE

7.1. Introduction .................................................................................. 110

7.2. Étude d'un_convertisseur MPPT pour l'éolienne ........................................ 110

7.2.1. Mode de conduction continue ....................................................... 112

7.2.2. Conditions aux limites entre conductions continue - discontinue .............. 113

7.2.3. Mode de conduction discontinue ................................................... 115

7.3. Relations entre les paramètres de commande ............................................. 117

7.4. Réalisation du convertisseur MPPT pour l'éolienne .................................... 126

7.5. Méthode proposée de la commande du système éolien ................................. 128

76. Validation de la méthode proposée .......................................................... 132

7.7. Conclusion ..................................................................................... 134

CHAPITRE 8: CONCLUSION ET PERSPECTIVES ..................................... 136

BIBLIOGRAPHIE ............................................................................. ... 140

ANNEXES .......................................................................................... 149

vu


Liste des Figures

Figure. l. 1 : Schéma bloc global du banc d'essai du système à énergie renouvelable 6

Figure.l.2: Bilan de puissance du système d'énergie renouvelable 7

Figure. 1.3 : Énergie éolienne récupérable 9

Figure.l.4: Énergie solaire et éolienne d'une journée typique pour les quatre saisons 10

Figure.l.5: Énergie moyenne mensuelle solaire et éolienne 10

Figure.2.l: Niveaux énergétiques dans un semi-conducteur 16

Figure.2.2 : Courant obtenu suite au dopage 17

Figure.2.3: Schéma électrique équivalent d'un module PV 19

Figure.2.4: Caractéristique (1-V) d'un module PV 20

Figure.2.5: Caractéristique (P-V) d'un module PV 20

Figure.2.6: Caractéristique 1-V en fonction de l'éclairement 22

Figure.2.7: Caractéristique P-V en fonction de l'éclairement 22

Figure.2.8: Caractéristique 1-V en fonction de la température 23

Figure.2.9: Caractéristique P-V en fonction la température 23

Figure.2.l0 : Association parallèle des cellules photovoltaïques 24

Figure.2.ll: Association série des cellules photovoltaïques 24

Figure.2.12: Association série- parallèle des cellules photovoltaïques 25

Figure.2.13: Structure générale d'un système photovoltaïque réel 27

Figure.2.14: Schéma général d'un système de régulation de charge 29

Figure.2.l5 : Variation du point de fonctionnement optimal en fonction la température

et de l'éclairement

Figure.2.16: Caractéristique P-V d'une charge adaptée

Figure.2.l7: Configurations des associations série parallèle des modules PV

Figure.2.18: Groupement série parallèle des modules photovoltaïques

Figure.2.l9: Principe du couplage par convertisseur MPPT

Figure.3.1: Principe de la méthode de référence fixe

Figure.3.2: Variation de la tension optimale en fonction de Vcopour différentes

températures et différents éclairements

Vlll

30

30

31

32

33

36

38


Figure.3.3: Variation du courant optimal en fonction de !cc pour différentes températures et

différents éclairements

Figure.3.4: Zones de fonctionnement d'un système PV

Figure.3.5: Algorithme de perturbation et observation

39

40

42

Figure.3.6: Algorithme de la méthode basée sur l'approche non linéaire 45

Figure.3.7: Poursuite de la puissance maximale pour différents cas de perturbations 46

Figure.3.8: Comparaison de la méthode P&O avec et sans estimation de la référence

initiale 47

Figure.3.9. Comparaison de la puissance PV pour la méthode proposée et la méthode

classique en fonction de l'éclairement 48

Figure.3.10: Efficacité de la poursuite pour la méthode proposée et la méthode classique en

fonction de l'éclairement 48

Figure.4.l: Schéma synoptique d'un convertisseur MPPT 51

Figure.4.2: Convertisseur dévolteur

Figure.4.3: Circuits équivalents du convertisseur dévolteur

52

53

Figure.4.4: Les points de fonctionnement du système PV en fonction de la charge 55

Figure.4.5: Courant dans l'inductance à la limite de conduction continue 55

Figure.4.6 : Convertisseur dévolteur en conduction discontinue 56

Figure.4.7 : Courbes caractéristiques du convertisseur en maintenant Vo=constante 60

Figure.4.8: Variation du point de puissance maximale en fonction des conditions

météorologiques 61

Figure.4.9: Déplacement probable du point de fonctionnement 61

Figure.4.10: Les différents cas du déplacement du point de fonctionnement 63

Figure.4.11: Schéma de la partie puissance du convertisseur MPPT 65

Figure.4.12 Montage partie commande du convertisseur MPPT 66

Figure.4.13: Utilisation d'une entrée analogique d'un microcontrôleur 67

Figure.4.14: Synoptique de l'implémentation des algorithmes MPPT développés 68

Figure.l5: Résultats expérimentaux de la méthode P&O 69

Figure.4.l6: Résultats expérimentaux de la méthode basée sur l'approche non linéaire 70

Figure. 4.17: Algorithme de la méthode P&O avec la mesure initiale de la référence 71

Figure. 4.18: Algorithme de la méthode P&O avec la mesure cyclique de la référence 72

IX


Figure. 4.19: Résultats expérimentaux de la méthode P&O avec la mesure initiale de la

référence 73

Figure. 4.20: Résultats expérimentaux de la méthode P&O avec la mesure cyclique de la

référence 73

Figure.5.l: Différent types de turbines éoliennes

Figure.5.2: Coefficient de puissance en fonction de la vitesse de rotation

77

78

Figure.5.3: Diagramme de la puissance utile sur l'arbre en fonction de la vitesse du

vent

Figure.5A: Limitation de puissance éolienne

Figure.5.5: Structure d'une chaîne de conversion éolienne

79

81

82

Figure.5.6: Système éolien basée sur la machine asynchrone à deux vitesses de rotation 85

Figure.5.7: Système éolien basé sur la machine asynchrone à cage à fréquence variable 85

Figure.5.8: Système éolien basé sur la machine asynchrone à cage 85

Figure.5.9: Système éolien basé sur la machine asynchrone à rotor bobiné - variation de

la vitesse de rotation par réglage de la résistance du rotor 86

Figure.5.l0: Système éolien basé sur la machine asynchrone double alimentation -

régulation de la vitesse de rotation par chaîne rotor alimentation 87

Figure.5.ll: Système éolien basé sur la machine synchrone à aimants permanents 88

Figure.5.l2: Système basée sur la machine synchrone et redresseur à diodes 89

Figure.5.13: Système éolien débitant directement sur le bus continu 90

Figure.5.l4: Puissance éolienne en fonction de la vitesse de rotation pour différentes

vitesses du vent 91

Figure.5.l5: Système de transfert optimal de l'énergie d'une éolienne 92

Figure.5.l6: Schéma bloc de la commande du TRS 93

Figure.5.l7: Schéma bloc de la commande PSF 94

Figure.6.l: Turbine éolienne 97

Figure.6.2 : Caractéristiques Cp (À.) pour différentes valeurs de l'angle ~ 98

Figure.6.3: Modèle de la turbine éolienne 98

Figure.6A: Puissance de sortie en fonction de la vitesse de rotation pour ~ = 0 99

Figure.6.5: Puissance de sortie en fonction de la vitesse de rotation pour V = 0 100

Figure.6.6: Schéma de la chaîne de conversion éolienne installée à l'IRH 101

Figure.6.7: Schéma équivalent d'un enroulement du générateur 102

x


Figure.6.8 : Diagrammes de Fresnel d'un enroulement du générateur 102

Figure.6.9 : Tension composée et le courant de sortie du GSAP 104

Figure.6.10: Courant moyen de sortie du redresseur 104

Figure.6.11: Puissance générée par le GSAP en fonction de la vitesse de rotation 106

Figure.6.12 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la vitesse de rotation pour

différentes valeurs de V de 107

Figure.6.13 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la tension du bus DC 108

Figure.6.14 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la tension du bus DC pour , différentes valeurs de la vitesse de rotation

Figure. 7. 1 : Système éolien avec convertisseur MPPT

Figure.7.2: Schéma électrique de base du convertisseur abaisseur-élévateur

108

111

111

Figure.7.3: Convertisseur abaisseur-élévateur en mode de conduction continue 112

Figure.7.4: Convertisseur abaisseur-élévateur à la limite de conduction continue et

discontinue 113

Figure.7.5 : Formes d'onde du hacheur en conduction discontinue 115

Figure. 7 .6: Caractéristiques du convertisseur abaisseur-élévateur Vo=constante 116

Figure.7.7: Schéma équivalent du générateur synchrone ramené du côté alternatif 117

Figure.7.8 : Connections du redresseur au générateur 118

Figure.7.9 : Connections du redresseur au bus DC via un convertisseur DCIDC 119

Figure.7.l0 : Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vde= 20 V 120

Figure.7.11 : Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vde= 30 V 121

Figure.7.l2 : Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vde= 50 V 121

Figure.7.l3 : Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vde=30 V 122

Figure.7.14: Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vde =50 V 122

Figure.7.15 : Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vde =70 V 123

Figure.7.16 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec V de =60 V 123

Figure.7.17 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec Vde =80 V 124

Figure.7.18 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec Vde =100 V 124

Figure.7.l9 : Montage de la partie puissance du convertisseur 125

Figure .7.20 : Montage du circuit d'interface de l'IGBT 125

Figure.7.21 : Montage de la partie commande du convertisseur 126

Figure.7.22 : Tension aux bornes de l'IGBT du convertisseur 126

Xl


Figure.7.23 : Tension aux bornes de l'inductance du convertisseur

Figure.7.24 : Tension aux bornes de la diode du convertisseur

Figure.7.25 : Tension aux bornes de sortie du convertisseur

Figure.7.26: Diagramme général de commande de l'éolienne

Figure.7.27: Les deux régions l et II de la courbe P = f(n)

127

127

127

129

130

Figure.7.28: Puissance fournie par l'éolienne pour la basse vitesse du vent sans la méthode

de contrôle MPPT 132

Figure.7.29: Puissance fournie par l'éolienne pour la basse vitesse du vent avec la 1

méthode de contrôle MPPT 133

Figure.7.30: Puissance fournie par l'éolienne pour les vitesses de vent élevées sans la


Figure. 7 .31: Puissance fournie par l'éolienne pour les vitesses de vent élevées avec la


Xll


Liste des symboles

Cp : Coefficient aérodynamique de puissance d'une turbine éolienne

D : Rapport cyclique

E : Force électromotrice de la génératrice éolienne (V)

f: Fréquence électrique (Hz)

l : Courant efficace dans une phase (A)

Ibat : Courant dans la batterie (A)

Iee : Courant de court circuit d'une photopile (A)

. '" l cc : Courant de court-circuit de référence à T= 25°C et G = lkW/m2

Id: Courant de la diode à l'obscurité

la: Courant de saturation inverse de la diode

Id : Courant de polarisation de la jonction PN pour un groupe de panneaux (A)

Ide: Courant dans le bus DC (A)

IL: Photocourant d'un groupe de panneaux (A)

Ipv : Courant d'un groupe de panneaux (A)

G* : Ensoleillement de référence (W 1m2)

G : Éclairement, Ensoleillement dans le plan d'un panneau ou d'une photopile (W/m2)

KB : Constante de Boltzmann (J/OK)

Lg : Inductance propre de la génératrice éolienne (H)

M : Rapport de transformation du transformateur

n: Facteur d'idéalité de la diode

np : Nombre de cellules associées en parallèles

ns : Nombre de cellules associées en séries

p : Nombre de paire de pôle de la génératrice

Pa: Puissance fournie par l'aérogénérateur (W)

P er : Puissance fournie par la pile a combustible (W)

Pesa: Puissance fournie par les panneaux solaires (W)

Pess : Puissance fournie par le système de stockage (batteries) (W)

X11l


P g : Puissance électrique en sortie de la génératrice (W)

Pm: Puissance mécanique en entrée de la chaîne de conversion électrique éolienne (W)

P max : Puissance maximale fournie la génératrice (W)

Pn : Puissance nominale d'une turbine éolienne (W)

Pop: Puissance maximale fournie par un groupe de panneaux (W)

Ppv : Puissance électrique fournie par la chaîne de conversion photovoltaïque (W)

Psr : Puissance transmise à l'électrolyseur (W)

Psss : Puissance transmise au système de stockage d'énergie (batteries) (W) 1

Pul : Puissance consommée par l'utilisateur DC (W)

Pula: Puissance consommée par l'utilisateur AC (W)

Pv : Puissance du vent (W)

q: Charge élémentaire (C)

r: Rayon de la turbine éolienne (m)

Rs : Résistance série (n )

Rp : Résistance parallèle (n )

RL représente la charge électrique (n )

Rg : Résistance d'une phase de l'ensemble alternateur ( n ) T : Température ambiante CC)

Tj : Température des panneaux photovoltaïques (oC)

T* : Température de référence (OC)

Dl2 : Tension entre phases de la génératrice éolienne (V)

v : Vitesse du vent (mis)

Vbat: Tension aux bornes de la batterie (V)

Vco : Tension en circuit ouvert aux bornes d'une photopile (V)

V·co : Tension en circuit ouvert à T= 25°C et G = lkW/m2

VD : Vitesse de vent à partir de laquelle l'éolienne commence à produire de l'énergie (mis)

Vdc: Tension du bus continu (V)

VM: Vitesse de vent maximale de fonctionnement de l'éolienne (mis)

vn :Vitesse de vent nominale à partir de laquelle l'éolienne commence à fournir la

puissance nominale (mis)

Vpv : Tension aux bornes d'un groupe de panneaux (V)

V T : Potentiel thermodynamique

XIV


w : Pulsation électrique (rad/s)

À. : Vitesse spécifique ou nonnalisée d'une turbine éolienne

À.opt: Vitesse spécifique optimale maximisant le coefficient de puissance d'une turbine

éolienne

p : Masse volumique de 1'air (g/m3)

a; : Coefficient du courant PV (N°C)

a 2 : Coefficient de tension PV (V/oC)

.n : Vitesse de rotation de la turbine éolienne ttr/min)

.n 0 : Vitesse de rotation à partir de laquelle la génératrice commence à fournir de la

puissance (tr/min)

11: Efficacité de poursuite du point de puissance maximale

11 cellule : Rendement des cellules solaires

11 connexion : Rendement des connections des cellules solaires

11encap : Rendement d'encapsulation des cellules solaires

11 diode: Rendement de la diode anti-retour

xv


CHAPITRE 1 : INTRODUCTION GENERALE

1.1. Introduction

Ce travail a été effectué à l'Institut de Recherche sur l'Hydrogène de l'Université du

Québec à Trois-Rivières. Les thématiques de recherche de l'Institut de Recherche sur

l'Hydrogène concernent l'intégration de l'hydrogène, ses applications ainsi que la ,

recherche sur les sources de production de l'hydrogène.

Vue la demande croissante en énergie dans le monde, la limitation des ressources

énergétiques dans les pays en voie de développement, l'augmentation du coût

d'exploitation et de maintenance des énergies classiques, les conséquences

environnementales des énergies classiques (protocole de Kyoto) et le regain d'intérêt pour

l'utilisation des systèmes autonomes (réseaux locaux) de production électrique incitent à

exploiter d'autres sources d'énergies pour la production de l'hydrogène. L'utilisation des

énergies renouvelables pour la production de l'hydrogène est une option énergétique

prometteuse qui répond à ces besoins, avec des avantages comme l'abondance, l'absence de

toute pollution et la disponibilité en plusieurs points du globe terrestre.

Dans ce contexte, des recherches se font à l'Institut de Recherche sur l'hydrogène sur la

production et l'utilisation de l'hydrogène à partir des énergies renouvelables. L'énergie

produite par les modules photovoltaïques (PV) et l'éolienne alimente des charges

résidentielles et l'excédent d'énergie est stocké sous forme d'hydrogène. Cependant le prix

de cette énergie reste encore élevé et le rendement énergétique des installations est

relativement bas. Pour qu'elle soit utilisée sur une large plage d'applications et pour

satisfaire les contraintes économiques, la chaîne de conversion de ces énergies doit être

robuste et fiable mais aussi elle doit présenter un haut rendement à bas coût. Pour cela, il

1


faut extraire le maximum de puissance de la source renouvelable. Ceci est possible si la

source renouvelable travaille au maximum tout le temps. Or, le point de puissance

maximum varie selon plusieurs paramètres comme l'irradiation solaire, la température et la

nature de la charge pour le système PV, la vitesse du vent et la vitesse de rotation de la

turbine pour l'éolienne. Ces types de variations sont aléatoires et très difficiles à contrôler

efficacement. 1

Plusieurs travaux ont abordé le problème de la recherche du point de fonctionnement

permettant de tirer le maximum d'énergie des modules PV en utilisant différentes méthodes

MPPT (Maximum point power tracking). Cependant, la non linéarité de la caractéristique

des modules PV et des éoliennes, leurs dépendances de la température, de l'ensoleillement

et de la vitesse du vent et le niveau de dégradation de la caractéristique des sources

renouvelables rendent l'implémentation de ces méthodes très complexe. Ces méthodes

présentent aussi lors des variations des conditions météorologiques une mauvaise

convergence ou une oscillation autour du point de puissance optimale dans les conditions

normales de fonctionnement. Si le transfert de puissance entre les sources d'énergies

renouvelables et la charge n'est pas optimal, l'efficacité globale du système sera

grandement affectée. Les travaux de recherche se poursuivent encore pour rendre ces

méthodes plus efficaces: c'est dans cette optique que s'inscrit une partie de notre sujet de

recherche.

Notre but est la compréhension des différents phénomènes régissant le transfert de

puissance entre les sources renouvelables et la charge pour ensuite en dégager des règles

d'optimisation. Plusieurs travaux ont abordé le problème d'optimisation du fonctionnement

des systèmes PV en utilisant différentes techniques MPPT. Présentement dans toutes ces

techniques, la valeur de référence initiale du point de puissance optimale est fixée d'une

2


façon arbitraire sans aucune contraintes ou par une approximation de fonction linéaire. Une

étude comparative des méthodes MPPT, nous a permis de développer une nouvelle

méthode MPPT basée sur une approche non linéaire d'estimation de point de

fonctionnement optimal. Cette méthode permet d'adapter la charge aux modules PV et de

suivre le point de puissance maximale quelles que soient les variations des conditions

météorologiques. Les résultats, obtenus par l'approche qu'on a proposée, ont montré que 1

l'efficacité de poursuite du point puissance maximale est nettement meilleure que celles

obtenues par les autres méthodes MPPT.

La seconde phase de notre travail concerne l'application de l'approche MPPT aux systèmes

de production d'énergie éolienne. Le système de conversion d'énergie éolienne est composé

de la turbine éolienne ayant une caractéristique qui lui est propre et dépend de paramètres

de construction qui définissent son potentiel à prélever l'énergie de la masse d'air en

mouvement. En choisissant judicieusement les paramètres (paramètres de machine et

tension continue), un système à vitesse variable, à coût minimum et énergétiquement assez

performant peut être obtenu. Pendant cette dernière décennie, les travaux de recherche

publiés jusqu'à présent sur la commande à vitesse variable pour optimiser le transfert

d'énergie dans les systèmes éoliens présentent une dépendance directe ou indirecte des

caractéristiques de la l'éolienne. Cette dépendance entraîne d'une part des difficultés de

mise en oeuvre de ces méthodes, et d'autre part un surcoût du système. Dans notre

approche d'optimisation du transfert d'énergie éolienne inspirée des systèmes MPPT

rencontrés en photovoltaïque, la méthode MPPT développée fait totalement abstraction la

caractéristique de l'éolienne.

3


1.2. Domaine de recherche

L'optimisation globale du transfert énergétique des PV et éolienne nécessite une étude

approfondie du système d'énergie renouvelable. Cette étude concerne la modélisation,

l'analyse et la synthèse de la commande du système à énergie renouvelable développé à

l'Institut de Recherche sur l'Hydrogène [1]. Le schéma bloc de ce système est présenté sur

la figure (1.1), tandis que les spécifications techniques sur les différents composants sont

résumées dans le tableau 1. Le système développé est constitué d'une éolienne de 10 kW,

des panneaux solaires de 1 kW, un électrolyseur de 5 kW, un compresseur, un réservoir de

stockage, une pile à combustible de 5 kW, un bus DC (48V), un convertisseur DC/AC (48

V - 120V/60 Hz), des interfaces de puissance et un ensemble de système de contrôle.

Lorsque la demande en électricité des charges est moindre que la production de l'éolienne

et des panneaux solaires, on envoie l'excédent à l'électrolyseur pour produire de

l'hydrogène et ensuite l'emmagasiner. Lorsque la demande en énergie des charges dépasse

l'énergie fournie par les sources renouvelables, on utilise alors la pile à combustible pour

produire l'électricité à partir de l'hydrogène stocké.

L'hydrogène est perçu comme un vecteur énergétique dont l'utilisation engendre peu de

sous-produits dangereux pour l'environnement. Dans un système à énergie renouvelable tel

que celui mentionné plus haut, l'hydrogène est produit par un électrolyseur de type alcalin

[1], alimenté par l'excès d'énergie en provenance des sources d'énergies renouvelables. Des

travaux antérieurs ont montré qu'il est plus efficace de combiner les batteries pour le

stockage de l'excédent énergétique à court terme et le stockage sous forme d'hydrogène à

long terme [2,3]. L'Institut de Recherche sur l'Hydrogène reprend ce concept et propose de

réduire considérablement la taille de ces batteries afin qu'elles puissent jouer

convenablement leur rôle de tampon d'énergie [4,5]. L'aptitude de l'électrolyseur à pouvoir

4


bien fonctionner sous de fortes variations de courant de ses cellules a été démontrée [6].

Tout comme pour l'électrolyseur, des études faites sur la pile à combustible qui, dans notre

cas, est du type PEM (Proton Exchange Membrane) [7], démontrent son aptitude à

fonctionner avec une commutation de charge rapide [8]. Tout le processus de conversion

d'hydrogène doit se dérouler de manière que la charge perçoive le moins possible de

fluctuations à ses entrées.

TABLEAU 1: SPÉCIFICATIONS TECHNIQUES DU BANC D'ESSAI

Composant Type

PV Golden Genesis GP

Éolienne BergyBWC

Régulateur Trace Engineering VCS-10

Électrolyseur alcalin Stuart Energy Systems

Dévolteur MU multiphasé

Pile à Combustible Ballard PGS-1 05B

Survolteur MU multiphasé

Onduleur Trace Engineering SW5548

Charge Programmable Califomia Instruments

Batteries

Réservoir H2

plomb - acide

10 bar, 3,8m3

5

Puissance (kW)

1

10

5

5

5

5

5

0-5

Capacité (kWh)

10.5-55

125

Tension

48

48

26-48

26-48

24

24/48

110 CA

110 CA

48


Éolienne Redresseur BUS CC Dévolteur

Batteries

Stockage

Onduleur

Charge

Survolteur

Fig.l.l: Schéma bloc global du banc d'essai du système à énergie renouvelable

La figure (1.2) donne le bilan des puissances du système de converSIOn d'énergie

renouvelable dans le réseau d'un utilisateur local. Les puissances qui entrent dans le bus

DC sont:

• Pa, puissance fournie par l'aérogénérateur

• Pesa, puissance fournie par les panneaux solaires

• Per, puissance fournie par la pile a combustible

• Pess, puissance fournie par le système de stockage (batteries)

6


Les puissances qui sortent du bus DC sont :

• Pul, puissance consommée par 1'utilisateur DC

• Pula, puissance consommée par 1'utilisateur AC

• Psss, puissance transmise au système de stockage d'énergie (batteries)

• Psr, puissance transmise à 1'électrolyseur

Mro énérate\Jt"

Pile à combustible

OC 1-____ I).::.;1I1=--_ .. ~ Utitisaleur BUS ~ OC

onduleur ~tiliSat.eur 31U! AC

Fig.1.2: Bilan des puissances du système d'énergie renouvelable.

Le banc de batteries est utilisé pour stabiliser le système et servir de "stockage tampon

d'énergie". Ainsi les demandes ponctuelles de forte puissance sont soutenues par les

batteries. Les batteries et le nœud physique d'interconnexion (VCS 1 0) de tous les

composants du système à énergie renouvelable constitue le bus à courant continu (bus DC).

L'interconnexion de tous ces éléments sur le bus DC pose deux types de problèmes:

1'adaptation des niveaux de tension [9] et la maximisation du transfert de puissance entre

les différents composants [10-16]. Nous nous attarderons sur ces problèmes dans les

prochains chapitres.

7


1.3. Problématique de recherche des systèmes hybride PV- éolien

1.3.1. Système PV

Le rendement ( Tlmodule) du module PV est le rendement des cellules PV diminué par les

pertes dues aux connexions des cellules entre elles, à la transparence des matériaux

d'encapsulation, et éventuellement à la chute de tension dans la diode « anti-retour »

lorsqu'il faut protéger la batterie d'une éven~uelle décharge.

Tlmodule = Tlcellule X Tlconnexion X Tlencap X Tldiode

Où Tl cellule = rendement des cellules solaires (en pratique Tlcellule = 0.125)

Tl connexion = rendement des connections (en pratique Tl connexion = 0.99)

Tlencap = rendement d'encapsulation (en pratique Tlencap = 0.97)

Tl diode= rendement de la diode anti-retour (en pratique Tl diode= 0.96)

Tlmodule = 0.125 x 0.99 x 0.97 x 0.96 = 11.52 %

Pratiquement 1'énergie solaire récupérable ne dépasse pas 40 à 65 % de la valeur maximale

du rendement de la conversion [17]. Le rendement global défini comme le rapport de

l'énergie électrique produite et de l'énergie lumineuse incidente, pouvant atteindre 30% en

laboratoire, varie en pratique de 10 à 15 % selon le type de cellule. Sa limite théorique est

liée au principe même de génération du photocourant puisque seuls y participent les

photons absorbés d'énergie supérieure ou égale à la largeur de la bande interdite. On peut

cependant l'optimiser en réalisant des cellules à jonctions multiples dont le rendement peut

atteindre 37%, en superposant des couches de semi-conducteurs différents, dont la largeur

de bande interdite est de plus en plus petite à mesure que l'on pénètre dans le matériau.

8


Ainsi les photons de faible énergie traversent les premières couches mais finissent par être

absorbés (par une couche de faible largeur de bande interdite).

1.3.2. Système éolien

En réalité, le dispositif de converSIOn éolienne extrait une pUIssance récupérable P

inférieure à la puissance disponible Pe, par suite de la vitesse non nulle des masses d'air

derrière la turbine éolienne. L'aptitude de conversion de l'énergie éolienne est donnée par le

coefficient de puissance Cp, définit par la relation [18]:

La limite de Betz [18] du coefficient de puissance détermine la valeur de la puissance

maximale récupérable par la turbine éolienne. Cette valeur vaut:

C pmax = 0,33 Cp = 0.593

Pratiquement la puissance récupérable ne dépasse pas 50 à 70% de la valeur maximale.

L'optimisation du transfert d'énergie dans l~s systèmes éoliens passe par le fonctionnement

de l'éolienne dans la zone de Betz (zone grise de la figure 1.3)

P(w)

10 , .. =00 Vitesse du Yellt(mls)

Fig. 1.3: Énergie éolienne récupérable [18].

9


1.3.3. Problème de la régularisation de l'énergie fournie

Les figures (lA) et (1.5) donnent respectivement l'énergie solaire et éolienne à l'échelle

journalière et mensuelle typiques pour les quatre saisons. On remarque que les énergies

fournies ne sont pas régulières et réglables à volonté suivant les besoins, leurs variations

imposent un stockage pour lequel on utilise en général des batteries au plomb pour le

stockage d'énergie à court terme et lm stockage sous forme d'hydrogène pour le long terme.

Il faut donc un stockage, mais en plus du stockage il faut un transfert optimal et l'excès en

énergie sera réutilisé dans les périodes de creux d'énergie [19].

60

50

40

30

20

10

o 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Il 1213 14 15 16 17 18 192021 22 23 24

_PV printemps ,,:>"pv été '"pv automne ~PV hiver _WindPlilltemps -f-Wind été -WindautollUle~Wind lùver

Fig. 1.4: Énergie solaire et éolienne d'une journée typique pour les quatre saisons [19).

7 9

6

7~

5 E

~ 4 6{ se

1} ,§ c:>.. '" :3 4 .!.'1

~ ~ :3 <II

2 ,0 SI

2C)

1

0 0

J F M A M J J A S 0 N 0

Month

Fig. 1.5 : Énergie moyenne mensuelle solaire et éolienne [19].

10


1.4. Objectifs

L'objectif principal de ce travail est d'optimiser le transfert d'énergie entre les sources

d'énergies renouvelables et le bus DC, dans le but d'améliorer le rendement des systèmes

hybrides PV- éolien en développant d'une part des méthodes et des algorithmes MPPT, et

d'autre part à concevoir des interfaces de puissance ainsi que leurs circuits de commande.

Pour atteindre cet objectif, il faut réaliser les sous-objectifs suivants:Analyse du transfert

d'énergie dans une source photovoltaïque

• Étude des méthodes MPPT

• Développement d'un nouvel algorithme MPPT

• Conception d'un convertisseur MPPT (partie puissance et la commande) en

fonction de l'algorithme développé

• Analyse du transfert d'énergie dans une source éolienne

• Développement d'une méthode MPPT. pour une source éolienne

• Application du principe MPPT aux éoliennes

1.5. Méthodologie

Pour atteindre nos objectifs, nous allons SUIvre les étapes suivantes:Recherche

bibliographique sur les systèmes d'énergies renouvelables en général et les

méthodes de transfert d'énergie, convertisseur MPPT en particulier.

• Évaluation des méthodes et des algorithmes pertinents proposés pour la recherche

et .le suivi du point de puissance maximale dans les systèmes photovoltaïques et

éoliens.

11


• Proposition d'algorithmes MPPT qui permettent de raffiner la recherche du point de

puissance maximale, en se basant sur une approche non linéaire ou sur la

combinaison de plusieurs méthodes de telle sorte à utiliser les avantages de chaque

approche.

• Développement d'une approche non linéaire pour l'estimation de la valeur de la

référence en fonction de la tension du circuit ouvert.

• Conception des circuits de transfert optimal d'énergie (convertisseurs) pour les

sources photovoltaïques selon l'algorithme proposé.

• Développement d'une approche d'optimisation de l'énergie de l'éolienne en utilisant

un redresseur à commutation naturelle associé à un système MPPT.

• Conception des circuits de transfert optimal d'énergie pour les sources éoliennes,

basé sur les algorithmes proposés.

• Validation de l'algorithme proposé et évaluation des performances de convertisseurs

MPPT conçus.

1.6. Contributions scientifiques

Les contributions scientifiques apportées dans cette thèse sont:

• La proposition d'une nouvelle méthode MPPT basée sur une approche non linéaire

pour l'estimation de la référence du point de fonctionnement optimal des modules

photovoltaïques.

• Le développement de nouveaux algorithmes MPPT pour l'optimisation du transfert

d'énergie dans les systèmes photovoltaïques.

• La proposition d'une nouvelle approche d'optimisation du transfert d'énergie dans

les sources éoliennes.

• La conception de convertisseurs MPPT pour les sources photovoltaïques et

éoliennes.

12


1.7. Structure de la thèse

Une brève description du système d'énergies renouvelables développé à l'institut de

Recherche sur l'Hydrogène a été présentée dans ce chapitre. L'objectif est de poser les

bases de l'optimisation et de l'exploitation optimale d'un tel système.

Les travaux présentés dans cette thèse concernent l'optimisation du transfert d'énergie 1

entre les sources d'énergies renouvelables et les dispositifs de stockages quelles que soient

les conditions météorologiques et quelle que soit la charge électrique connectée. Pour ce

faire il faut:

• Établir une modélisation de la chaîne de converSIOn photovoltaïque. Afin de

déterminer la puissance que peut fournir les modules PV aux dispositifs de stockage

et à la charge électrique. Le modèle du générateur PV, l'influence des paramètres

météorologiques, ainsi que l'influence des paramètres externes, seront présentés au

chapitre 2.

• Analyser les différents modes de couplage entre le générateur PV et la charge pour

les différents modes de fonctionnement. Sur la base d'une étude comparative entre

les méthodes MPPT qui permettent de tirer le maximum d'énergie des modules PV,

nous décrirons au chapitre 3 les démarches adoptées pour l'élaboration d'une

approche MPPT non linéaire.

• Concevoir et réaliser le convertisseur MPPT selon l'algorithme de la méthode

MPPT proposée. L'interface de puissance du convertisseur MPPT et son circuit de

commande ainsi que les résultats expérimentaux seront décrits au chapitre 4.

13


• Étudier les différents dispositifs de conversion d'énergie éolienne, qui ne faisaient

l'objet que de très peu de développement dans la littérature, ainsi que l'analyse des

méthodes du transfert optimal d'énergie dans les systèmes de conversion éolienne.

Les notions principales au sujet de la technologie éolienne ainsi que les commandes

utilisées pour extraire la puissance maximale des éoliennes aux vitesses de vent

variables, seront présentées au chapitre 5.

• Établir une modélisation des éléments constituant de la chaîne de conversion

éolienne. Cette chaîne est constituée d'une turbine éolienne, d'une génératrice

synchrone à aimants permanents à grand nombre de pôles, d'une chaîne de

conversion d'énergie et du bus DC. Cette modélisation, qui permet de faire une

analyse du comportement dynamique du couplage entre le générateur synchrone et

le bus DC, est donnée au chapitre 6.

• Développer une approche d'optimisation du transfert d'énergie et réaliser un

convertisseur MPTT qui peuvent contrôler et optimiser le fonctionnement de

l'éolienne. Nous présentons au chapitre 7, la méthode d'optimisation du transfert

d'énergie dans la chaîne de conversion éolienne développée et le convertisseur

MPPT réalisé ainsi que les démarches adoptées pour leur élaboration.

• Enfin, le chapitre 8 conclura la thèse avec une synthèse des travaux effectués ainsi

que les principaux résultats obtenus, puis les perspectives et notamment les

suggestions de travaux futurs.

14


CHAPITRE 2 : LES GÉNÉRATEURS PHOTOVOLTAIQUES

2.1. Introduction

Le module PV est l'élément de base de tout système PV. Il comprend une quarantaine de

photopiles branchées en série de façon à constituer en permanence une seule unité d'énergie

électrique à puissance nominale de 35 à 75; watts. Il faut cependant noter qu'en dépit de

cette terminologie, aucune énergie n'est stockée dans la photopile, ni sous forme chimique

ni sous aucune autre forme. Ce n'est pas donc une pile mais un convertisseur instantané, qui

pourra fournir une énergie sous forme électrique que s'il reçoit une énergie sous forme de

rayonnement solaire. Afin de déterminer la puissance que peuvent fournir les modules PV

aux dispositifs de stockage et à la charge électrique, on présente dans ce chapitre le

principe de fonctionnement et le modèle du générateur PV, 1'influence des paramètres

météorologiques sur le générateur PV ainsi que 1'influence des paramètres externes.

2.2. Principe de la conversion photovoltaïque

Les cellules solaires photovoltaïques sont des semi-conducteurs capables de convertir

directement la lumière en électricité. Cette conversion, appelée effet photovoltaïque, a été

découverte par E. Becquerel en 1839, mais il faudra attendre près d'un siècle pour que les

scientifiques approfondissent et exploitent ce phénomène de la physique.

L'utilisation des cellules solaires débute dans les années quarante dans le domaine spatial.

Les recherches d'après guerre ont permis d'améliorer leurs performances et leurs tailles

mais il faudra attendre la crise énergétique des années soixante dix pour que les

15


gouvernements et les industries investissent dans la technologie photovoltaïque et ses

applications terrestres.

Aujourd'hui, les laboratoires de recherche et les industries travaillent en collaboration pour

développer de nouveaux concepts ou de nouveaux procédés susceptibles d'améliorer les

performances électriques et de réduire les coûts des cellules solaires. C'est ainsi que les

modules photovoltaïques modernes, composés de cellules interconnectées, ont largement

prouvé leur efficacité et leur haute fiabilité. De plus, leur champ d'application ne cesse de

s'élargir, du pompage à l'éclairage, en passant par toutes les applications électroniques.

La cellule PV est composée d'un matériau semi-conducteur qui absorbe l'énergie

lumineuse et la transforme directement en courant électrique. Un semi-conducteur est un

matériau dont la concentration en charges libres est très faible par rapport aux métaux. Pour

qu'un électron lié à son atome (bande de valence) devienne libre dans un semi-conducteur

et participe à la conduction du courant, il faut lui fournir une énergie minimum pour qu'il

puisse atteindre les niveaux énergétiques supérieurs (bande de conduction) (fig.2.1). C'est

l'énergie du " band gap ", eg, en électron-volt (eV). Cette valeur seuil est propre à chaque

matériau semi-conducteur et va de 1,0 à 1,8 eV pour les applications PV. Elle est de 1,1 eV

pour le silicium cristallin, et de 1,7 eV pour le silicium amorphe [20].

E (eg)

CONDUCTION 0. e-

BAND GAP 1 Eg " ./ V

PHOTON

VALENCE e+ "O~

Fig.2.I: Niveaux énergétiques dans un semi-conducteur [20].

16


Le rayonnement arrivant sur la cellule solaire sera en partie réfléchi, une autre partie sera

absorbée et le reste passera au travers de l'épaisseur de la cellule. Les photons absorbés

dont l'énergie est supérieure à l'énergie du «band gap» vont libérer un électron négatif,

laissant un " trou " positif derrière lui. Pour séparer cette paire de charges électriques de

signes opposés et recueillir un courant électrique, il faut introduire un champ électrique E

de part et d'autre de la cellule. La méthode utilisée pour créer ce champ est celle du dopage

par des impuretés.

Deux méthodes de dopage sont possibles [21] :

, Le dopage de type n (négatif), qui consiste à introduire dans la structure cristalline semi-

conductrice des atomes étrangers qui ont la propriété de donner chacun un électron

excédentaire, libre de se mouvoir dans le cristal.

., Le dopage de type p (positif) utilise des atomes dont l'insertion dans le réseau cristallin

donnera un trou excédentaire.

Lorsque l'on effectue deux dopages différents (type n et type p) de part et d'autre de la

cellule, il en résulte, après recombinaison des charges libres (électrons et trous), un champ

électrique constant créé par la présence d'ions fixes positifs et négatifs. Les charges

électriques générées par l'absorption du rayonnement pourront contribuer au courant de la

cellule photovoltaïque (fig.2.2).

T Oe·

l 0 e+

i -------l

Fig.2.2 : Courant obtenu suite au dopage [21].

17

Charge


Il existe trois types principaux de cellules [21]:

.. Les cellules mono-cristallines

• Première generation de photopiles.

• Un taux de rendement excellent de 15 % et jusqu'à 24 % en laboratoire.

• Méthode de production laborieuse et difficile, et donc, très chère.

• Il faut une grande quantité d'énergie pour obtenir un cristal pur .

.. Les cellules poly-cristallines

• Coût de production moins élevé.

• Procédé moins gourmand en énergie.

• Rendement de 13 % et jusqu'à 20 % en laboratoire .

.. Les cellules amorphes

• Coût de production bien plus bas.

• Rendement de seulement 6 % par module et de 14 % en laboratoire.

2.3. Modélisation des générateurs PV

Le schéma électrique équivalent d'un module PV est donné à la figure (2.3), où IL

représente le photocourant crée dans les photopiles par le rayonnement solaire. Il est

proportionnel à l'éclairement reçu et opposé au courant de la diode équivalente. Id

représente le courant de la diode à l'obscurité. Rs est la résistance série, due principalement

à la difficulté de collecter les charges à la surface photosensible. Rp est la résistance

parallèle, elle est une conséquence de l'état de la surface le long de la périphérie des

photopiles. RL représente la charge électrique [22,23].

18


Fig.2.3: Schéma électrique équivalent d'un module PV

D'après le schéma électrique de la figu~e (2.3), le courant de sortie d'un module PV

sous éclairement est :

(2.1)

et

(2.2)

Où 10 : est le courant de saturation inverse de la diode,

V : est la tension de polarisation,

VT = (n.Ks.T)/q est le potentiel thennodynamique, avec:

n : facteur d'idéalité de la diode, compris entre 1 à 5 en pratique,

Ks: constante de BOLTZMAN (J/oK)

T : la température de jonction en oK,

q : la charge de l'électron.

Un module PV de caractéristiques idéales, est tel que Rs soit nulle et Rp devienne

infiniment grande. D'ou le courant de sortie:

(2.3)

19


2.4. Influences des paramètres externes

Les figures (2.4) et (2.5) (caractéristiques (I-V) et (P-V) du module PV) présentent, pour

un éclairement et une température donnés, trois points remarquables: le courant de court-

circuit (Iee), la tension de circuit ouvert (V co) et la puissance optimale qui est la puissance

maximale (Pmax) délivrée par les modules PV. Donc pour extraire le maximum d'énergie

des modules PV, il faut les faire fonctionner au point de puissance maximale.

Tension

, ,

Fig.2.4: Caractéristique (I-V) d'un module PV. Fig.2.5: Caractéristique (P-V) d'un module PV.

2.4.1. Courant de court-circuit

Le courant de court-circuit est:

[

( R, 1" ) ] 1 = 1 - 1 -v-T - -1 _ Rs·lcc cc L 0 e R

p

T!I1Sion

(2.4)

Pour la plupart des modules PV (dont la résistance est faible), et sous éclairement normal,

on peut négliger le terme 1o[exp(Rs.1crlVr)-l] devant h. L'expression approchée du courant

de court-circuit est alors:

l cc = l L _ R s·1 cc

Rp (2.5)

Dans le cas idéal (Rs nulle et Rp infinie), le courant !cc se confond avec le photocourant.

20


2.4.2. Tension de circuit ouvert

C'est la tension pour laquelle le courant débité par le générateur PV est nul. C'est la

tension maximale d'un générateur PV. De ce fait la tension en circuit ouvert s'écrira:

Dans le cas d'un module PV idéal, sa valeur est:

où:

2.4.3. Puissance optimale

1 «-L+ 1

la

(2.6)

(2.7)

La puissance maximale utile P op= Vop.Jop, s'obtient en annulant la dérivée de la

pUIssance.

on aura donc: VOP VT

10p = (Icc + 10 - 10p ) (2.8)

2.5. Influences de l'éclairement

Les figures (2.6) et (2.7) donnent respectivement la caractéristique I-V et P-V d'un

module PV en fonction de l'éclairement incident et à température ambiante. Nous

constatons que les variations du courant de court-circuit (c'est à dire pratiquement le

photocourant crée dans le module PV) est proportionnel au flux solaire incident. D'ou la

forte influence de l'éclairement sur le courant débité par le module PV. Cette influence se

21


traduit par une augmentation de la puissance disponible dans les modules PV chaque fois

l'éclairement augmente et à chacune des valeurs du flux lumineux correspond une

puissance électrique maximale que pourrait fournir un module PV [24].

i cc (2.9)

. * 1 cc : représente le courant de court-circuit à T= 25°C et G = lkW/m2

q : (ArC) coefficient obtenu empiriquement.

0*: Irradiation de référence vaut lkW/m2

T* : Température ambiante égale à 25°C

, , 1

:G=lOOOW/m2 : r-----~'------~'~--~-~-~-r\ -----~----

, . , eo - - - - - -,- - - - - - .., - - - - - - T - -, ,

,~ < 1 1

\3=800Wl,m2 N -----~------,----- T------ ----

, , G=600W/m2 : • _____ L ___ _

\ 1

G=400W/m2 1

r-----~~~~-~-_-~-~-~-r----

• , -----~------9------p----l , , , 1 j

~~----~-----+-ro------~ .• ----~~~-J VOllI1Ql>!Y!

Fig.2.6: Caractéristique I-V en fonction de l'éclairement [24].

2.6. Influences de la température

1 l ,

-----1------ï-----~· l ,

Fig.2.7: Caractéristique P-V en fonction de l'éclairement [24].

La température est un paramètre très important dans le comportement d'un module PV.

Nous constatons à la figure (2.8), qui représente la caractéristique I-V pour un éclairement

constant et pour diverses valeurs de la température, que le courant de court circuit !cc varie

peu en fonction de température. Par contre, l'augmentation de la température engendre une

diminution de la tension en circuit ouvert et se traduit aussi par une diminution de la

22


pUIssance maximale disponible dans les modules PV (fig.2.9). D'ou l'influence de la

température sur le comportement du module PV [25].

La tension à vide d'un module PV en fonction de la température et de l'éclairement est

donnée par la relation suivante:

(2.10)

V* co et i* cc : représentent respectivement la tension en circuit ouvert et le courant de court

circuit à T= 25°e et G = 1kW/m2

a 2 : (V;oe) coefficient obtenu empiriquement

r---'"t"---r--~~~-.;;-.:..-' --~- --~ ,

s: : ~oC la ------: -----40f€-_...J...--H~ o 25PC ----T---~~~

, , 1

Q - - - - - -:- - - - -fo~ê- - - - -, - - - - -, , , , , 1

1 -----~------+------r----, i 1 1 , ,

o.~--~~----~,~c----~,~.----~~~~ Volt.geM

Fig.2.8: Caractéristique I-V en fonction

de la température [25].

2.7. Association de cellules PV

1 , -, , j

--_~ ______ J ______ ~ ____ , 1 l , -, -1 ~ 1 ~

Fig.2.9: Caractéristique P-V en fonction

de la température [25].

Dans les conditions standard STe (1000W/m2 ; 25°e ), la puissance maximale pour une

cellule au silicium de 10 cm2 serait d'environ 1.25 W. La cellule photovoltaïque

élémentaire constitue donc un générateur électrique de très faible puissance insuffisant pour

la plupart des applications domestiques ou industrielles. Les générateurs photovoltaïques

sont, de ce fait, réalisés par association, en série et/ou en parallèle d'un grand nombre de

23


cellules élémentaires. Ces groupements sont appelés modules, pUIS panneaux. Cette

association doit être réalisée en respectant des critères précis, en raison des déséquilibres

existant dans un réseau de photopiles en fonctionnement. En effet, bien que choisies

théoriquement identiques, les nombreuses cellules qui constituent le générateur présentent

des caractéristiques différentes du fait des dispersions de construction inévitables, mais

aussi d'un éclairement et d'une température non uniformes sur l'ensemble du réseau [26]. 1

Dans un groupement de cellules connectées en parallèle, les cellules étant soumises à la

même tension, les intensités s'additionnent: la caractéristique résultante est obtenue par

addition de courants à tension donnée (fig.2.1 0).

lu ---'-----

1

Fig.2.10 : Association parallèle des cellules photovoltaïques.

Dans un groupement en série, les cellules sont traversées par le même courant et la

caractéristique résultante du groupement en série est obtenue par l'addition des tensions à

courant donné. La plupart des modules commercialisés sont composés de 36 cellules en

silicium cristallin, connectées en série pour des applications en 12 V (fig.2.11).

U

Uz Un

Fig.2.II: Association série des cellules photovoltaïques

24


Un module photovoltaïque se compose de petites cellules qui produisent une très faible

puissance électrique (1 à 3 W) avec une tension continue de moins d'! V. Ces cellules sont

disposées en série pour former un module permettant de produire une puissance plus

élevée. Les panneaux sont finalement interconnectés entre eux, en série et/ou en parallèle,

pour obtenir un champ photovoltaïque (fig.2.!2).

r--__ ".....,-:F'·--·'·"'··-+--

f l$ f ~e!~ 1 \.~-:-..

Fig.2.12: Association série- parallèle des cellules photovoltaïques.

L'installation des modules peut se faire sur un toit si son orientation et son inclinaison sont

bonnes ou à même le sol en autant que l'endroit soit bien dégagé, aéré (10 cm d'espace

sous les modules est vivement conseillé) et protégé. On les place habituellement avec la

pente vers l'équateur (vers le sud dans l'hémisphère nord). L'inclinaison des panneaux

n'est pas critique. On la prend en général égale à la latitude, avec une tolérance de 15°.

Sachant que la hauteur maximale du soleil varie au cours de l'année, on choisira une

inclinaison supérieure ou inférieure à la latitude suivant que les besoins sont les plus

importants lorsque la course du soleil est basse (éclairage, besoins importants en hiver dans

l'hémisphère nord) ou haute (irrigation). Toutefois, l'inclinaison des modules devrait rester

supérieure à 10° pour assurer un auto-nettoyage lors des pluies. Il existe aussi des

25


structures beaucoup plus complexes qui suivent le soleil dans son mouvement quotidien

pour augmenter l'énergie captée, mais la présence de pièces mobiles réduit la fiabilité et

entraîne des coûts supplémentaires élevés. De plus, les moteurs permettant le suivi du soleil

demandent aussi de l'énergie, d'où des coûts additionnels.

2.8. Systèmes photovoltaïques

La structure générale des systèmes PV découle à la fois du caractère aléatoire de la

production de la puissance électrique disponible et des propriétés particulières du

générateur PV, en fonction des besoins des charges électriques qui représentent la

consommation. Un problème fondamental est, naturellement, celui du choix d'un

fonctionnement au fil du soleil ou de l'utilisation d'un stockage de l'énergie électrique sous

forme électrochimique. Dans la pratique, ce type de stockage, malgré les progrès

importants réalisés, présente de nombreux inconvénients : entretien et durée de vie des

batteries, gestion du stockage, mauvais rendement énergétique et surcoût. Aussi, chaque

fois que l'application le permet, privilégie-t-on le fonctionnement au fil du soleil, préférant

recourir, si la continuité du service est nécessaire, à une autre forme de stockage. On

stockera par exemple de l'énergie produite sous forme d'hydrogène. Il faut ajouter, pour

certaines applications et certains sites, la possibilité d'utiliser d'autres sources d'énergie

électrique décentralisées et complémentaires telles les énergies éoliennes. La structure des

systèmes PV (fig.2.13) traduit, de manière très générale, les différentes possibilités offertes

au concepteur : couplage direct à une charge adaptée ou couplage avec adaptateur

d'impédance, fonctionnement au fil du soleil ou avec stockage d'énergie électrique [27].

26


2.9. Avantages et inconvénients des systèmes PV

2.9.1. Avantages

Les systèmes PV présentent les avantages suivants:

1> D'abord une haute fiabilité. Le système PV ne comporte pas de pièces mobiles qui le

rend particulièrement appropriée aux régions isolées. C'est la raison de son utilisation sur

les engins spatiaux.

.. Ensuite le caractère modulaire des panneaux solaires permet un montage simple et

adaptable à des besoins énergétiques divers. Les systèmes peuvent être dimensionnés pour

des applications de puissances allant du milliWatt au MégaWatt.

.. Le coût de fonctionnement est très faible vu les entretiens réduits et il ne nécessite ni

combustible, ni transport, ni personnel hautement spécialisé.

Gànoratllur llnot©voltllIQ\1"!

f"

1 OrieA'I4\bli!

l..vur; DU WJn$ ctlnç@f1bii'lior!

Fig.2.13: Structure générale d'un système photovoltaïque réel [27].

&v u'tem1iüv*

Charg% contirme

La technologie PV présente des qualités sur le plan écologique car le produit fini est non

polluant, silencieux et n'entraîne aucune perturbation du milieu, si ce n'est par l'occupation

de l'espace pour les installations de grandes dimensions.

27


2.9.2. Inconvénients

Les systèmes PV présente les inconvénients suivants

1> La fabrication du module PV relève de la haute technologie et requiert des

investissements d'un coût élevé .

... Le rendement réel de conversion d'un module est faible, de l'ordre de 10-15 % avec une

limite théorique pour une cellule de 28%.

1> Tributaire des conditions météorologiques.

1> Lorsque le stockage de l'énergie électrique sous forme chimique (batterie) est nécessaire,

le coût du générateur est accru.

1> Le stockage de l'énergie électrique pose encore de nombreux problèmes.

2.10. Le système de régulation de charge

L'énergie solaire est de nature intermittente et les besoins en électricité ne correspondent

pas souvent aux heures d'ensoleillement ou nécessite une intensité régulière. On équipe

alors le système de batteries d'accumulateurs qui permettent de stocker l'électricité et de la

restituer en temps voulu. Ainsi, quand l'énergie produite est supérieure à l'énergie

consommée, l'excédent d'électricité est stocké dans les batteries jusqu'à ce que la limite de

charge des batteries soit atteinte. Inversement, quand l'énergie produite est inférieure à

l'énergie consommée, les batteries fournissent la quantité d'énergie manquante jusqu'à ce

que la limite de décharge des batteries soit atteinte. Un "régulateur" est alors indispensable

pour protéger la batterie contre les surcharges ou les décharges profondes nocives à sa

durée de vie. L'objectif d'un régulateur de charge est donc de protéger la batterie pour lui

assurer une meilleure durée de vie. En effet, c'est presque toujours la batterie qui dure le

28


moins longtemps dans une application solaire si l'on n'y prend pas garde. Améliorer la

durée de vie d'une batterie, c'est empêcher:

• la surcharge: éviter que la tension dépasse un certain seuil.

• la décharge profonde: éviter que la batterie soit vidée de plus de 60% de sa charge.

On réalise ces deux fonctions avec un régulateur charge-décharge connecté avec les

panneaux, la batterie et la charge électrique représentant l'utilisation (fig.2.14). Quand la

tension aux bornes de la batterie atteint 14,5 V (seuil haut typique pour une batterie au

Plomb de 12 V nominale), le régulateur coupe la liaison panneau - batterie. Cette charge est

rétablie vers 13,5 V. De même quand la tension atteint II,5 V (seuil bas typique pour 12V),

le régulateur coupe la liaison batterie - utilisation, mettant ainsi la charge électrique hors

service jusqu'à ce que la tension batterie soit revenue à un niveau de 12,5 V. Il rétablit alors

l'utilisation.

I-------l unité de 1-------1 régulatioll 1-------1

Fig.2.l4: Schéma général d'un système de régulation de charge.

2.11. Optimisation du couplage entre le générateur PV et la charge

Le point de fonctionnement est déterminé par la charge couplée aux modules PV. Mais, il

varie aussi en fonction de l'éclairement et la température, donc il faut réajuster

constamment le couplage de la charge en fonction des fluctuations météorologiques (voir

fig.2.15). Donc la qualité de ce couplage détermine la qualité de performance du système

ainsi que le degré d'utilisation de la source [28].

29


3

2 « ~.

c <D 1:::; :::;

0 1

o

maximum power points t===----~:::::":><.:_?1

G T =1000 VV m-2. Tc = 25 "'C---+------1r'G.

o 20 40 60 80 Voltage, V

Fig.2.15 : Variation du point de fonctionnement optimal en fonction la température et de l'éclairement [28].

2.11.1. Charge adaptée

100

Le couplage direct d'une charge adaptée à une source photovoltaïque est facile à mettre

en œuvre, mais pose des problèmes d'adaptation entres ces deux éléments. Pour assurer

alors une bonne adaptation, il faut que la caractéristique courant tension de la charge soit

très proche de la caractéristique optimale du générateur PV utilisé. La figure (2.16) donne

la forme d'une caract~ristique puissance tension d'une charge adaptée [29],[30].

L'inconvénient de ce type de couplage réside dans le fait que la majorité des charges ont

une caractéristique puissance tension différente de celle des générateurs PV.

Puissance Charge adaptée

... 1 .'.p 1.1 1. '.1 •• 1 l' ••• 1. 1 •• 1 • 1 1 • fi 1

1 1 1 1 1 • 1 1

lS

Vpv(v) Fig.2.16: Caractéristique puissance tension d'une charge adaptée [29].

30


2.11.2. Calcul de la géométrie optimale du champ PV

Le calcul de la géométrie optimale consiste à modifier les configurations des associations

série parallèle des modules PV de façon à faire fonctionner la charge dans la zone de

puissance maximale. Un calcul de la géométrie optimale du champ PV doit effectuer à

chaque changement du point de fonctionnement dû aux variations des conditions

météorologiques. Pour atteindre les valeurs nominales requises pour un fonctionnement

optimal, il faut brancher les modules PV selon la relation relative à un groupement mixte

formé de la mise en série de N s modules PV et Np en parallèle [31] (fig.2.17 et fig.2.18).

On obtient dans ce cas:

Vu la complexité du calcul de la géométrie optimale du champ PV et de la commutation

d'une configuration à une autre, ce type de couplage est révolu.

9Cells perooL . .. . ..

UU 2Columns

Fig.2.17: Configurations des associations série parallèle des modules PV [31].

31


NpIccl---~=--------+ / ___ ~_ --1------------

l'} l , 1 1

Icc I-----ob+-_ -~ -= =--.: _ ~ ~ -=- =- -=--:..::- ..::= =4- ~ l "" 1 \

Vco Ns.Vco

Fig.2.18: Groupement série parallèle des modules photovoltaïques [31].

2.11.3 Couplage avec convertisseur MPPT

Lors du couplage direct d'une charge à un générateur PV, le point de fonctionnement situé

à l'intersection de la caractéristique de la charge et du générateur, n'est pas en général le

point de fonctionnement optimal. Ce qui nécessite l'utilisation d'un convertisseur MPPT

lorsque la charge présente une mauvaise adaptation. Cette solution consiste à insérer un

convertisseur MPPT entre la charge et la source PV de façon à ce que l'impédance d'entrée

du convertisseur MPPT coïncide au mieux avec la caractéristique optimale du générateur

PV ou demeure dans son voisinage quelles que soient les perturbations [32-34].

La figure (2.19) donne le schéma de principe d'un convertisseur MPPT de type DCI DC qui

est constitué par un dispositif électronique commandé à travers son rapport cyclique de

telle sorte à minimiser l'erreur entre la puissance de fonctionnement et la puissance

maximale de référence variable en fonction des conditions climatiques. Le convertisseur

MPPT est caractérisé par:

• La topologie de convertisseur DC/DC: abaisseur (buck),

survolteur (boost) ou abaisseur-survolteur (buck-boost)

• Le type de contrôle: analogique ou numérique

• La méthode MPPT utilisée.

32


Nfodtùes ~_," __ "---.J BusDC PV

I pv PWM

r···· ..... _.................................................................................... ...... ···········1

1 COllveltisselU' .Algolitlune Vop controle 1 ! ~ M~ 1 l ......................... _ ........ _ .............................................................................................. .

Fig.2.19: Principe du couplage par convertisseur MPPT

2.12. Conclusion

Le module PV constitue naturellement l'élément de base à considérer dans la conception, et

l'optimisation du système PV, d'autant que celui-ci représente le plus souvent 50 % du coût

total de l'installation PV. Dans ce chapitre, nous avons décrit les phénomènes physiques

essentiels qui participent à la conversion photovoltaïque et les propriétés fondamentales qui

en découlent, ainsi qu'un certain nombre de modèles théoriques ou expérimentaux du

générateur photovoltaïque. Leur analyse nous a permis de dégager les critères et les

contraintes d'utilisation optimale de ce type de générateur et, en particulier, la nécessité

d'une bonne adaptation d'impédance entre générateur et charge.

33


CHAPTER 3 : DÉVELOPPEMENT D'UNE APPROCHE MPPT

NONLIÉAIRE

3.1. Introduction

Comme nous l'avons remarqué au chapitre précédent, en général peu de charges

électriques présentent les caractéristiques aut9risant une alimentation directe par générateur

photovoltaïque: charge à courant alternatif ou caractéristique mal adaptée. Une adaptation

d'impédance doit être réalisée entre le générateur PV et la charge électrique de manière que

l'impédance d'entrée du générateur présente toujours à ses bornes d'entrée l'impédance

optimale correspondant aux conditions extérieures. Donc, pour améliorer le rendement du

système, on a donc intérêt à faire travailler les modules PV dans la zone de fonctionnement

ou la puissance débitée est maximale, ce qui permet d'avoir un transfert optimal de l'énergie

des modules PV vers la charge. Une adaptation d'impédance doit être réalisée par un

couplage direct d'une charge adaptée aux modules PV ou en insérant entre le générateur PV

et la charge électrique un dispositif électronique qui peut être considéré comme un

quadripôle actif. La commande du dispositif agit en temps réel, réalisant ainsi la poursuite

du point optimal. Le choix de la commande est basé sur l'analyse du fonctionnement du

système global au regard des critères de performances techniques et économiques de

l'application. Elle peut faire appel à des procédés automatiques et d'optimisation très divers

des plus simples aux plus complexes.

3.2. Méthodes de recherche MPPT

La puissance de fonctionnement des générateurs PV est facilement calculée à partir du

produit tension courant. Par contre, la détermination de la puissance de référence est plus

34


délicate vue que cette dernière est fonction des paramètres météorologiques (température et

éclairement). Cette référence, variable et aussi caractérisée par une fonction non linéaire,

rend le fonctionnement à puissance maximale plus difficile à réaliser. Différentes méthodes

MPPT ont été publiées dans la littérature afin d'obtenir un fonctionnement optimal.

3.2.1. Méthode se basant sur des tables des caractéristiques

Cette méthode se base sur l'utilisation d'un pyranometre pour mesurer l'éclairement

solaire et d'un capteur de température pour la mesure de température de cellule solaire.

L'utilisation d'un outil de calcul puissant pour résoudre les équations suivantes [35] est

reqUIse:

P max = V max! max (3.1)

(3.2)

(3.3)

La non linéarité et la variation de la caractéristique des cellules solaires et leurs

dépendances à la température et l'ensoleillement sont des sources de dégradation qui

rendent l'enregistrement et l'implémentation de ces caractéristiques difficiles à réaliser.

3.2.2 Méthode de la référence fixe

Cette méthode suppose que les variations de l'éclairement et de la température au niveau

des modules PV entraînent une variation insignifiante de la tension optimale, et qu'une

tension fixe de référence constitue une approximation adéquate du point de fonctionnement

35


optimal. La figure (3.1) montre la régulation de cette tension qui permet de maintenir un

fonctionnement du système proche du point de puissance maximale. La tension aux bornes

des modules PV est prise comme variable à contrôler. Cette tension est comparée à une

tension de référence qui est déterminée selon les conditions optimales de fonctionnement

des modules PV. La tension de consigne V c qui en résulte est comparée, ensuite à un signal

en dent de scie délivré par une base de temps. Le signal rectangulaire qui est alors obtenu ,

permet d'agir sur le rapport cyclique et de rendre égale, la tension de fonctionnement des

modules PV, à sa valeur optimale [36].

Base de temps

Vpv

M Hacheur

Vref

Fig.3.1: Principe de la méthode de référence fixe.

Cette méthode qui est simple à mettre en œuvre, présente les inconvénients suivants:

• Elle ne localise pas le point de puissance maximale, mais elle fait travailler les

modules PV à son voisinage.

• Elle néglige l'effet de la température et de l'éclairement sur les modules PV.

• Elle ne prend pas en compte les dérives des caractéristiques des modules PV

dues aux paramètres extérieurs (vieillissement, vent, poussière, ..... )

Cette méthode de régulation est uniquement bien adaptée aux applications où les conditions

climatiques sont stables.

36


3.2.3. Méthode se basant sur la modélisation de la tension du circuit

ouvert

Cette méthode se base sur l'utilisation d'une cellule PV comme consigne étalon. Cette

cellule étalon, non chargée, placée à coté des modules PV, mesure en temps réel la valeur

de la tension en circuit ouvert qui permettra de déterminer la tension de référence.

La tension à vide de cellules en fonction de la température et de l'éclairement est donnée ,

par :. (3.4)

Pour déterminer le point de fonctionnement correspondant au point de puissance maximale

en fonction de la tension Vco , on trace le graphe Vop = f(Vco). La fonction f(Vco) obtenue

n'est pas linéaire. Pour facilité le calcul, on linéarise cette fonction. Ce qui donne [37]:

Vop = 0,7 Vco + 0.328 (3.5)

Malgré que le point de fonctionnement soit proche de la puissance maximale, quelques

reproches à cette méthode sont soulevées:

• Dépendance totale de la cellule étalon qui peut subir des modifications et des

anomalies.

• Non prise en compte des dérives de caractéristiques des modules photovoltaïques.

• La tension Vop représente 75 à 95 % de la tension Vco, donc la linéarisation réduit la

précision.

3.2.4. Méthode se basant sur la modélisation du courant de court-circuit

En 2002, Toshihiko [38] a montré que la relation entre la tension de référence et la

tension de circuit ouvert n'est pas linéaire (fig.3.2). Donc, il n'est pas possible d'utiliser la .

tension de circuit ouvert comme variable de contrôle.

37


Il Sbürt Currtnl

..- 10 ----30!mA! ;.> --OO!mAJ U ~ <} --iJOlmAl

--120!mAl

~ -15DIIII"'} 8 ..... --l80[lIIl1j

r::: :::J i --2iO(rnAj .5 ---U1>lmAJ -Co --;!7!)[mt'\] 0 6 ---0-,.-,31)1) (fill\ 1

5 -t-J3DlmA}

7 8 9 l() 1 J Open Voltage [VI

fig.3.2: Variation de la tension optimal en fonction de Vcopour différentes

températures et différents éclairements [38].

D'après la formule, le courant de court-circuit traduit bien les variations de l'éclairement et

de la température.

Icc = N pl ph - N plo [exp ( qRslcc ) - 1] (3.6) NpApvKBTc

Toshihiko [38] a obtenu une relation entre le courant de court-circuit et le courant de

référence graphiquement, en traçant Icc en fonction de lop (fig.3.2). Ce qui donne:

(3.7)

Cette méthode permet d'approcher le point de fonctionnement optimal, mais elle présente

les inconvénients suivants:

• En réalité le courant de court-circuit vaut de 85 à 95 % du courant optimal, donc ce

n'est pas vraiment linéaire

• Non prise en compte des caractéristiques du générateur PV dues aux paramètres

extérieurs.

• Perte d'énergie pendant le temps des courts-circuits nécessaire pour la mesure de la

référence.

38


300

<' 250 !!. - 20G ~ u 150

e ::::z; 100 t::

.t:'. i5. 50 C

50 100 lSû 200 250 300 Short CUITent [mA]

Open Vtl,taSt! -6.5 [\'1 ---7.0 (V] -o.-7.5[".'J -U[V] -B.SlV] -9.0[VJ -1}.$ [V] --lOO[V]

- W5 [V')

Fig.3.3: Variation du courant,optimal en fonction de lee pour

différentes températures et différents éclairements [38].

3.2.5. Méthode de calcul de la drivée de la puissance:

Cette méthode se base sur l'asservissement du système à partir du calcul de la dérivée de

la puissance par rapport à la tension (dP/dV). L'action de la commande du convertisseur

MPPT cesse d'agir et maintient le point de fonctionnement lorsque cette dérivée est nulle,

ce qui correspond à un fonctionnement à puissance maximale [39].

d P = N p [1 ph + 10 {1 - (1 + q V J exp q V } 1 = 0 (3.8) dV AKBTcN s AKBTcN s

Cette méthode, quoique théoriquement séduisante et facile à étudier présente par contre des

difficultés de mise en œuvre due à la complexité du circuit de régulation, le calcul en temps

réel de la puissance nécessite d'une part la mesure de température et d'autre part la mesure

de l'irradiation solaire pour estimer Iph.

3.2.6. Algorithme d'incrémentation de la conductance

Cette méthode est basée sur l'approche de l'incrémentation de la conductance [40].

L'évaluation de deux grandeurs, la variation de conductance (dI/dV) et la conductance (I/V),

permet d'analyser la recherche du point de puissance maximale. Pour appliquer cet

39


algorithme, deux paramètres importants restent à déterminer, la valeur initiale du point de

fonctionnement (Vrej) et le pas de mise à jour de la tension de référence (dV). La

puissance de sortie de la source PV est donnée par:

dP = l + dl V dV dV

La puissance maximale est obtenue lorsque:

(:: ) = (

Ce qui donne :

dl

dV l = --V

d V 1

d V

Ceci nous permet de définir la conductance de la source par: G = l / V

et l'incrémentation de la conductance par: ~ G = dl / d V

(3.9)

(3.10)

(3.11)

Donc le rôle de cet algorithme est de chercher le point de fonctionnement optimal

correspondant à l'égalité entre la conductance et l'incrémentation de la conductance

(fig.3.3).

(i) dl 1 donc, dP = 0 -=--dV V dV

(ii) dl 1 donc, dP >0 ->--dV V dV

(iii) dl 1 donc, dP < 0 -<--dV V dV

F dp -0 dv

~--------------------------~~ v Fig.3.4: Zones de fonctionnement d'un système PV

40


Cet algorithme présente des difficultés de mise en œuvre due à la complexité du circuit de

commande et le calcul en temps réel de la dérivée nécessite un processeur de calcul rapide.

3.2.7. Algorithme de perturbation et observation (P&O)

Cet algorithme se base sur la recherche du point de fonctionnement optimal par la

perturbation du point de fonctionnement et l' bbservation de l'effet de cette perturbation sur

la puissance débitée par le générateur PV. Une consigne de commande est alors élaborée en

fonction de l'observation (Fig.3.4). Dans cette approche, on maximise la puissance délivrée

à la charge et non la puissance permettant un rendement maximal de cette charge [41,42].

L'algorithme P&O est le plus utilisé dans la littérature. Il permet de déterminer le point de

puissance maximale pour un ensoleillement et une température ou un nIveau de

dégradation des caractéristiques. Le problème avec cet algorithme est:

• l'oscillation autour du point de puissance maximale dans les conditions de

fonctionnement normales.

• la mauvaise convergence de l'algorithme dans le cas des variations brusques de la

température et/ou de l'ensoleillement.

3.3. Développement d'approche de la méthode MPPT non linéaire

L'étude précédente sur les méthodes MPPT, nous a permis de voir que pour l'ensemble

des méthodes, la valeur de référence initiale du point de puissance maximale est fixée d'une

façon arbitraire et sans aucune contrainte ou par une fonction linéaire, ce qui réduit

l'efficacité de la poursuite du point de puissance maximale. D'où la nécessité d'adopter une

méthode, basée soit sur une nouvelle approche, soit sur la combinaison de deux approches,

41


qui pennettra d'éliminer les oscillations, de raffiner la poursuite du point de fonctionnement

optimal par l'estimation de la valeur initiale et d'améliorer la convergence de l'algorithme.

yes

v = V -tJ.V ref ref

Star!

Measure V(n), I(n)

no

V(n)-V(n-I»O no

v f=V f+tJ.V re re

CaIculate Power P(n)=V(n)*I(n)

V =V -tJ.V ref ref

Fig.3.5: Algorithme de perturbation et observation

42

yes


L'estimation du point de fonctionnement initial permettra d'améliorer grandement les

performances de la poursuite du MPP. Parmi les méthodes MPPT étudiées, deux méthodes

seulement peuvent accomplir cette estimation, la première se base sur la mesure du courant

de court-circuit [43] et la seconde se base sur la mesure de la tension du circuit ouvert [44].

Ces méthodes présentent le courant de court-circuit et la tension du circuit ouvert comme

étant une fonction linéaire du point de fonctionnement optimal. Les études tendent à

démontrer que l'approximation linéaire du courant de court-circuit est plus précise

comparée à l'approximation linéaire de la tension de circuit ouvert [45]. Donc, cette

approximation est acceptable pour le courant de court-circuit. Par contre, elle réduit la

précision de l'estimation du MPP pour la tension du circuit ouvert, ce qui affecte l'efficacité

totale de la poursuite du point de puissance maximale [46].

La technique qui utilise la tension de circuit ouvert est naturellement plus efficace et a

moins de pertes (particulièrement pour convertisseurs MPPT de type buck). Ceci nous a

amené à proposer une approche non linéaire pour l'estimation de la valeur du MPP en

fonction de la tension du circuit ouvert [47].

La puissance maximale utile Pop= Vop.Iop, s'obtient en annulant la dérivée de la

puissance.

( ~~ ) = ( d ~I ) = 0

Ce qui donne:

43

v op

1 0 p

(3.12)

(3.13)


la dérivée de (2.3) donne:

v op

1 0 p = V T (3.14)

(1 cc + 1 0 - 1 op )

D'après l'article de Toshihika [38], le courant optimal est proportionnel au courant de court-

circuit (équation 3.7). En remplaçant 1'équation (3.7) dans 1'équation (3.14), on aura:

v op = (3.15)

de (2.7) et (3.12), on a:

(3.16)

de (3.15) et (3.16), on a:

v op = V T • [ e (V co 1 V T) - 1 ]

(3.17)

3.4. Simulation de la méthode basée sur l'approche non linéaire

La figure (3.5) donne l'algorithme de la méthode basée sur l'approche non linéaire. Pour

estimer la valeur de la référence du MPP, on doit mettre les modules PV en circuit-ouvert

et mesurer la tension de ces derniers. La tension des modules PV en circuit-ouvert nous

permet de calculer la valeur la référence du MPP à partir de l'équation (3.17), ce qui nous

permet de régler la valeur du rapport cyclique en conséquence.

Dans l'approche qu'on a adoptée, on maximise la puissance délivrée à la charge et non la

puissance permettant un rendement maximal de cette charge et ceci pour l'ensemble des cas

44


de fonctionnement probables d'un système PV, lorsque sa tension de fonctionnement est

supérieure ou inférieure à la tension optimale . La figure (3.6) donne les résultats de

simulation qu'on a obtenu pour le cas d'augmentation et de diminution de l'éclairement

solaire. On remarque que l'algorithme proposé permet de se fixer directement le point de

fonctionnement à sa valeur optimale et qu'à chaque instant, la puissance maximale

disponible aux bornes des modules PV, est traquée quelles que soient les perturbations.

debut

Mesure de la. tension "r CCl

des modulesPV

Detenmner de Vop par Repeter suivant la V co (équation 3.17) période specifiée

i\Juster le point de fonctionnemtV selon

Voo recherchée,

Fig.3.6: Algorithme de la méthode basée sur l'approche non linéaire

45


1000

900

800 700

1800 Iii g500 m 400 i5.

300

200

1000

800

!! l 60fr ; • u c

·e .. 400 '~"';~;'f

Ch.r.àerstiquo. P.V do. rnedulo,PV

60 tensions. en volts

100

700

ieoo Iii i 500

l 400

300

200

a- cas d'augmentation de l'éclairement

> Charaçlersliques p·V des mo<lulos PV 1000

b- cas de diminution de l'éclairement

<;hor.ctersUquos p. V des mo_. PV

40 60 > I8nsions en volts

Chara<;lérsbqu8' p·V de. modules PV

Fig.3.7: Poursuite du point de puissance maximale pour différents cas de perturbations

3.5. Validation de la méthode proposée

100

Pour valider algorithme MPPT que nous avons proposé, on a comparé ce dernier à

l'algorithme MPPT basé la méthode d'observation de la perturbation sans estimation initiale

de la valeur de référence. Cette comparaison est basée sur l'efficacité de la poursuite du

MPP disponible aux bornes des panneaux solaires définie dans la littérature par la relation

suivante [48]: 17 T = i = 0 n

L Pm ax i= 0

46

(3.18)


où Pi représente la puissance réellement absorbée par la charge et P max représente la

puissance maximale disponible aux bornes des modules PV et n est le nombre

d'échantillon. Un algorithme est meilleur qu'un autre si son efficacité de poursuite est la

plus élevée. Lorsque llT tend vers 1, un rapprochement quasi total existe entre la courbe

représentant la puissance maximale disponible et celle de la puissance réellement absorbée

par la charge. Nous avons réalisé dans un premier temps la simulation dans Matlab de ,

l'algorithme proposé et comparé les résultats au cas classique. Comme le montre la figure

(3.7) la simulation présente une oscillation autour de la puissance optimale, les résultats

simulés de notre méthode ont donné une efficacité de poursuite de 92% comparée à 68%

pour la méthode P&O.

a- Sans estimation de la référence initiale b- Avec estimation de la référence initiale Fig.3.8: Comparaison de la méthode P&O avec et sans estimation de la référence initiale

Les figures (3.8) et (3.9) montrent les résultats de simulation pour la méthode proposée et

la méthode classique. On remarque que l'efficacité de poursuite du point puissance

maximale par notre approche est nettement meilleure que celle obtenue par la méthode

classique.

47


-+-méthode classique ___ méthode proposée - - puissance maximale

1000~--------~==~~~~~=---------~

> 800 CL ~ 600 c crs ~ 400 ::::l

CL 200

o +-----~------~----~------~----~----~

1

0,8 '0> 0,6 -'(3 crs 0 :E 0,4 w

0,2

0

o 200 400 600 800 1000 1200

0

Eclairement

Fig.3.9. Comparaison de la Puissance PV pour la méthode proposée

et la méthode classique en fonction de l'éclairement

--+-méthode développée

--il!-méthode classique

~-..-----+.----~.~--~.

200 400 600 800 1000 Eclairement

1200

Fig.3.10: L'efficacité de la poursuite pour la méthode proposée

et la méthode classique en fonction de l'éclairement

48


3.6. Conclusion

Pour obtenir un fonctionnement optimal d'un système PV, il est nécessaire de déterminer la

puissance maximale de référence. Vue que cette dernière est fonction de la température et

de l'éclairement et aussi caractérisée par une fonction non linéaire, ceci rend le

fonctionnement du système PV à puissance maximale difficile à réaliser. Dans ce chapitre,

nous avons analysé la solution proposée par les différentes méthodes MPPT publiées dans

la littérature pour déterminer la référence utilisée pour la recherche du point de puissance

maximale. L'analyse des limitations de ces méthodes, nous a permis de développer une

nouvelle méthode MPPT basée sur une approche non linéaire d'estimation de point de

fonctionnement optimal. Cette méthode permet d'adapter la charge aux modules PV et de

suivre le point de puissance maximale quelles que soient les variations des conditions

météorologiques. Les résultats de simulation de cette approche ont montré que l'efficacité

de poursuite du point de puissance maximale par cette nouvelle approche est nettement

meilleure.

49


CHAPITRE 4 : IMPLÉMENTATION ET EXPÉRIMETATION DE LA

MÉTHODE MPPT PROPOSÉE

4.1. Introduction

Dans ce chapitre, on présente le pnnclpe de fonctionnement et la conception du 1

convertisseur MPPT. Ce dernier est composé d'une partie de puissance et un organe de

commande. L'utilisation d'un convertisseur DCIDC de type abaisseur permet de mettre les

modules PV en circuit ouvert pour estimer la valeur initiale de la référence et de

déconnecter les modules PV pour protéger les batteries en cas de surcharge. Dans notre cas,

l'état de charge des batteries est déterminé par la tension aux bornes de ces dernières. On

déconnecte les modules PV, si la tension des batteries atteint 58,2 volts correspondant à

100 % de la charge des batteries. En se basant seulement sur l'acquisition de la tension et

du courant de sortie des modules PV, la commande du convertisseur DCIDC permet la

recherche du point de puissance maximale et la poursuite de ce point de telle sorte à

minimiser l'erreur entre la puissance de fonctionnement et la puissance maximale de

référence variable en fonction des conditions climatiques.

4.2. Conception du convertisseur MPPT pour PV

La figure (4.1) donne le schéma de principe d'un convertisseur MPPT qu'on a conçu

selon l'algorithme développé, il est composé d'une partie de puissance et d'un circuit de

commande. L'interrupteur S du convertisseur est un transistor MOSFET à faible résistance

interne RDSON. Il est commandé par un signal MLI généré par le circuit de contrôle à base

50


du microcontrôleur (PICI8F242), de période Ts et de rapport cyclique D. L'interrupteur S

est fermé pendant une durée DT et ouvert pendant une durée (I-D) Ts au cours de chaque

période.

Modules

PV

"'pv L.:I~p:.:y ____ ~==~_~

o

COlrunruule

V bat

FigA.l: Schéma synoptique d'un convertisseur MPPT

C Il a .. g e

Le convertisseur utilisé est de type abaisseur qui produit une tension moyenne de sortie Va

plus faible que la tension continue d'entrée Vd. La figure (4.2) montre une configuration de

base de ce type de hacheur pour une charge purement résistive. La tension moyenne de

sortie en fonction du rapport cyclique D est donnée par [49] :

(4.1)

On remarque qu'on peut contrôler la tension de sortie moyenne Va en faisant varier le

rapport cyclique (ton/Ts). La tension moyenne de sortie Va varie linéairement avec la tension

de contrôle.

Le filtre passe-bas L-C de la figure (4.2a) permet de diminuer les fluctuations de la tension

de sortie. La figure (4.2b) donne la forme d'onde de l'entrée Vd de ce filtre qui admet une

composante continue Va et des harmoniques à la fréquence de commutation et à ses

multiples. La figure (4.2c) montre la caractéristique fréquentielle de ce filtre passe-bas,

51


avec un amortissement dû à la résistance de charge. La fréquence de coupure fc de ce filtre

est choisie plus faible que la fréquence de commutation éliminant ainsi l'ondulation de la

tension de sortie.

+

I------_v., oL-------------L-----~ __ ~ ________ ~ ______ ~ ____ __ 1 • c- • 1. :t_---I ,. T .. - -J: -1 v ..

o Vo

20JoclO .~I

-400'8

-SOd8

Fig.4.2: Convertisseur dévolteur [49].

Lorsque l'interrupteur est fermé pendant ton, la diode (fig. 4.2a) est polarisée en inverse et

l'entrée fournit de l'énergie à la charge aussi bien qu'à l'inductance. Quand l'interrupteur

est ouvert, le courant inductif circule à travers la diode, et transfère une partie de l'énergie

emmagasinée à la charge. La capacité de filtrage à la sortie est supposée grande (pour

52


l'analyse en régime permanent). C'est le cas normal dans les applications nécessitant une

tension de sortie instantanée presque constante.

4.2.1. Mode de conduction continue

En conduction continue, le courant dans l'inductance circule continûment, donc idt»O.

On montre à la figure (4.3) les formes d'onde obtenues durant ce mode de fonctionnement.

Pendant ton, le temps de conduction de l'interrupteur (fermé) :

• La diode est polarisée en inverse et l'interrupteur conduit le courant dans

l'inductance.

• On note aux bornes de l'inductance une différence de potentiel positive VL = Vd-Vo

(fig.4.3a)

• On a alors une augmentation de courant dans l'inductance, iL croît linéairement.

Pendant toff (interrupteur ouvert) :

• Le courant iL continue de circuler à cause de l'énergie inductive emmagasinée.

• La circulation se fait à travers la diode, et on a VL = -Vo (fig. 4.3b).

~/ ~'-----±"'·-C--B""+ ~. +

v ..

(b)

a) interrupteur fermé, b) interrupteur ouvert.

Fig.4.3: Circuits équivalents du hacheur dévolteur [49].

53


On considère qu'en régime permanent le signal· se répète d'une période à une autre, donc

l'intégrale de la tension VL de l'inductance sur une période est nulle. Ainsi, on a:

Ts ton Ts

fvLdt= fvLdt+ fVLdt=Ü (4.2) o 0 ton

Ce qui implique que les surfaces A et B de la figure (4.3a) sont égales, d'où:

(Vd -Vo) ton =Vo (T, -ton) (4.3)

où V t 1. _0 =...!!!!.-=D = rapport cyc lque Vd 1',

(4.4)

L'équation (4.4) montre, qu'en conduction continue, on a une tension de sortie dont la

variation est linéaire avec le rapport cyclique, pour une tension d'entrée donnée. Elle ne

dépend d'aucun autre paramètre du circuit.

Par ailleurs, si on suppose que les pertes en puissance associées aux éléments du circuit

sont négligées, la conservation d'énergie implique 1'égalité puissance d'entrée et puissance

de sortie:

p=p d 0

où

Soit 10 Vd 1 -=-=-Id Vo D

(4.5)

Appelons Re = Vd/Id la résistance d'entrée du convertisseur et soit RL = V 0110 la résistance de

sortie. On déduit que: (4.6)

Nous constatons que pour adapter la charge RL aux modules PV et que pour extraire le

maximum de puissance électrique de ces derniers, il suffit de régler le rapport cyclique

(ton/Ts) en conséquence (fig.4.4).

54


I(pv)

1 ,

, .<

• "

" .1'

·J l/R 2 J~ e

---l' .--'. ~..:-- V(pV) ------------------------------~~~~

FigAA: Les points de fonctionnement du système PV en fonction de la charge

4.2.2. Conditions aux limites entre conductions continue - discontinue

Plusieurs paramètres du circuit influence le mode de conduction du courant dans

l'inductance (continu ou discontinu). La figure (4.5a) montre les formes d'onde de VL et iL

aux bornes de l'inductance. On y remarque que le courant iL atteint la valeur zéro (devient

nul) à la fin de la période d'ouverture (à tOff), ce qui constitue la limite entre les deux modes

de conduction. La valeur moyenne du courant dans l'inductance, à cette limite de

conduction, est donnée par l'équation:

1 =li =~(V -V L DTs (V -V '=1 LB 2 L,peak 2L d 0 r 2L d 0 J- oB

(4.7)

(-vo> ton + fotf-l

D

I~ T. ~ (a) (bJ

a) Formes d'onde du courant, b) Courbe ILB en fonction de D à Vd constante.

FigA.5: Courant dans l'inductance à la limite de conduction continue et discontinue [49].

55


En effet, durant ton, on a :

soit:

d'où:

diL

!:liL

dt dt

!:l( t on

(4.8)

v-v d 0

L et

DT !:li =_s (V -V )

L L d 0

1 =li =~(V -V )=DT: (V -V )=1 LB 2 L,peak 2L d a 2L d 0 oB

(4.9)

Donc, pour des valeurs de T s, V ct, V 0, L et D données pendant une phase de

fonctionnement, dès que la valeur moyenne du courant de sortie (et par conséquent celle du

courant dans l'inductance) sera moindre que ILB (donnée par l'équation 4.7), le courant iL

sera alors discontinu.

4.2.3. Mode de conduction discontinue

Dans ce paragraphe, on vérifie la conformité du rapport V dVd dans le cas de la conduction

discontinue avec l'équation (4.5). La conduction est dite discontinue lorsque le courant

s'annule dans l'inductance pendant le laps de temps où le transistor du découpage du

convertisseur est ouvert. Cette situation est illustrée à la figure (4.6).

~~ ________ -L ____ ~ __ ~ __ ~ __ ~ ____ ~~_t

""',.---DT.----ootII"""·--A1T. ..1- "1 Â2T•

""'15~---------~------------~·~1

Fig.4.6: Convertisseur dévolteur en conduction discontinue [49].

56


En utilisant la relation Vo = DV d, l'équation (4.7) donnant le courant moyen dans

l'inductance, à la limite de la conduction continue, est:

1 = T,Vd D{I-D) LB 2L

(4.10)

Si on analyse la variation du courant 1LB en fonction du rapport cyclique (pour une tension

Vd donnée et les autres paramètres sont maintenus constants)" on remarque que le courant

de sortie nécessaire pour une conduction continue est maximum pour D=0.5 (voir fig.

4.5b). En effet, on a:

~;; = r,;d (~ -D )=0 SI

Et pour D=0.5, on a: 1 = T,Vd 0.125= r,Vd

LB.max L 8L (4.11)

Les équations (4.10) et (4.11) permettent d'écrire:

1 LBx =41 LB.max D{I-D) (4.12)

Pendant l'intervalle de temps .6.2 Ts où iLCt)=O :

• La tension VL aux bornes de l'inductance est nulle.

• La puissance délivrée à la charge provient uniquement de la capacité de filtrage (on

est encore dans torr).

• À nouveau, l'intégrale de la tension de l'inductance sur une période est nulle

(égalité de surfaces) soit:

(4.13)

ce qui donne, en éliminant T s :

V. D -=-- (4.14)

57


avec: D+!11 < 1.0

À partir de la figure (4.6), on a: V i =_01'1 T

L.peak LIS (4.15)

En effet, durant 1'1 1 Ts, on note une décroissance du courant dans l'inductance, soit:

v =-V =L diL L 0 dt

soit (en termes d'amplitude) : A' A·j i V ul L ul L L. peak 0 -=--=--=-

d'où: i =Vo 1'1 T L,peak LIS

Par conséquent, on a : 1 . D+1'11 =l --

o L,peak 2 (4.16)

VT =_0_3 (D+1'11 )1'1

1 (avec 4.15)

2L ( 4.17)

VT =_d_, DI'11 (avec 4.14)

2L (4.18)

(4.19)

d'où: 1'1 1 41 D LB ,max

(4.20)

Les équations (4.14) et (4.20) conduisent au rapport .fi.Vd cherché, soit (en éliminant l'11):

Vo D 2

Vd D 2 +1(1 /1 ) 4 0 LB,max

(4.21)

58


4.2.4. Mode de conduction discontinue à tension de sortie constante

Dans le cas de notre système la tension de sortie du convertisseur Vo est constante, tension

imposée par les batteries. Par contre la tension d'entrée Vd fluctue en fonction des

conditions météorologiques.

En remplaçant Vd=V r/D, dans l'équation 4.7, le courant moyen dans l'inductance, à la

limite du mode de conduction continue, est:

1 = T,Vo (l-D) LB 2L (4.22)

Si Vo est maintenue constante, l'équation (4.22) montre que la valeur maximale de ILE est

obtenue pour D=O (puisque D varie de 0 à 1), donc:

TV 1 =_'_0 LB ,max 2L (4.23)

Notons que le fonctionnement à D=O et à Va finie ne constitue qu'une hypothèse, car cela

impliquerait que Vd soit infinie (comme Vd=V r/D).

La combinaison des équations (4.22) et (4.23) permet d'écrire:

1 LB =(l-D)I LB ,max (4.24)

Pour un fonctionnement du convertisseur à Va constante, on peut obtenir le rapport cyclique

nécessaire en fonction du ratio Ir/hB.max. En combinant les équations (4.14) et (4.17)

(relations qui sont valides en conduction discontinue aussi bien pour Vo ou Vd=constante),

avec (4.23), pour le cas où Vo=constante, on obtient:

(4.25)

59


À la figure (4.7), on a une famille de courbes représentant le rapport cyclique D en fonction

du ratio lofhB.max, pour différentes valeurs de Vd/Vo, en maintenant Vo=constante. Sur

celles-ci, la limite entre les modes de conduction continue-discontinue est obtenue avec

l'équation (4.24).

D

1.0 ( Yo ... Constant 1

" " Y., li: ... 1.25

fi

0.75

Q.50

0.25 ~-s.o "

~~~ __ ~ __ ~ __ ~ __ ~ ___ ( 4 ) 0.50 lz.B._

1 T.Yp LB. max ... 2L

FigA.7 : Courbes caractéristiques du convertisseur, en maintenant Vo=constante.

4.3. Analyse de la convergence du point de puissance maximale

La figure (4.8) montre que pour chaque éclairement et chaque température, on a un point

de fonctionnement où la puissance maximale correspondant à une valeur de la résistance

d'entrée du convertisseur DCIDC. Dans le cas du changement de l'éclairement, de' la

température ou les deux à la fois, on change la valeur de la résistance d'entrée pour localiser

le nouveau point de puissance maximale et ceci en variant le rapport cyclique selon les

conditions météorologiques. Cette poursuite du point de puissance maximale est réalisée

par des méthodes MPPT.

60


I(pv)

1 cel

J'

~

1 cc2 JO

JI .,J

~ --". --- ----.J

. --Fig.4.8: Variation du point de puissance maximale en fonction

des conditions météorologiques

V(pv)

Différentes techniques MPPT ont été proposées ces dernières années. Panni ces techniques,

la méthode dite perturbation et observation [41,42], qu'on a adopté pour réaliser la

poursuite du MPP, est la plus utilisée car elle est facile à implémenter et demande peu de

paramètres à mesurer. Cette méthode présente lors des variations de l'éclairement solaire et

de la température des oscillations de poursuite qui peuvent orienter la recherche du MPP

dans le mauvais sens de la poursuite. Afin de remédier à cet inconvénient nous allons faire

l'analyse du déplacement probable du point de fonctionnement après chaque perturbation.

La figure (4.9) montre qu'on a deux zones de fonctionnement, la première se situe à droite

du MPP où dp/dv >0 et la seconde à gauche du MPP où dp/dv <o. La perturbation du point

de fonctionnement donne quatre cas de fonctionnement.

F dp _ 0 dv

~ ________________________________ ~_ V

Fig.4.9: Les déplacements probables du point de fonctionnement

61


Premier cas:

Après la perturbation, on a un déplacement du point de fonctionnement de (k-l) à (k), on

remarque que: P(k) > P(k-l) et V(k) > V(k-l)

La figure (4.1 O.a) montre une amélioration de la puissance. Ce qui indique qu'on est dans le

bon sens de la recherche du MPP. Donc, on poursuit la recherche du MPP dans le même

sens pour atteindre le point de fonctionnement (k+ 1) et on augmente le rapport cyclique de

~d. Ce qui donne: V(k+l) = V(k) + ~v

Deuxième cas:


remarque que : P(k) < P(k-l) et V(k) < V(k-l)

La figure (4.1 O.b) montre une détérioration de la puissance. Ce qui indique qu'on est dans

le mauvais sens de la recherche du MPP. Donc, on change de sens de la recherche du MPP

et on augmente le rapport cyclique de deux ~d pour atteindre le point de fonctionnement

(k+ 1). Ce qui donne: V(k+l) = V(k) + 2~v

Troisième cas:


remarque que: P(k) > P(k-l) et V(k) < V(k-l)

La figure (4.10.c) montre une amélioration de la puissance. Ce qui indique qu'on est dans le

bon sens de la recherche du MPP. Donc, on poursuit la recherche du MPP dans le même

sens pour atteindre le point de fonctionnement (k+ 1) et on diminue le rapport cyclique de

~d. Ce qui donne: V(k+l) = V(k) -!1v

62


Quatrième cas:


remarque que: P(k) < P(k-1) et V(k) > V(k-1)

La figure (4.1 O.d) montre une détérioration de la puissance. Ce qui indique qu'on est dans

le mauvais sens de la recherche du MPP. Donc, on change de sens de la recherche du MPP

et on augmente le rapport cyclique de deux ~d pour atteindre le point de fonctionnement

(k+ 1). Ce qui donne: V(k+1) = V(k) - 2~v

p

v v

a- Premier cas de fonctionnement b- Deuxième cas de fonctionnement p p

v v

c- Troisième cas de fonctionnement d- Quatrième cas de fonctionnement

Fig.4.10: Les différents cas du déplacement du point de fonctionnement.

L'étude des différents cas de déplacement du point de fonctionnement, nous a permis de

corriger la poursuite du MPP et de modifier la méthode dite de perturbation et observation

63


qui consistait à créer une perturbation et ensuite incrémenter le rapport cyclique de ôd dans

le cas d'une augmentation de la puissance où de décrémenter le rapport cyclique de ôd dans

le cas d'une diminution de la puissance [50].

L'algorithme de la méthode MPPT qu'on propose pour améliorer la poursuite du MPP sera

basé sur les règles suivantes:

- Lorsque ÔP = P(k) - P(k-l) > 0, on est dans le bon sens de la poursuite du MPP.

Le pas de perturbation sera de Ôv.

- Lorsque ÔP = P(k) - P(k-l) < 0, on est dans le sens inverse de la direction du MPP.

Donc, il faut inverser le sens de la poursuite du MPP et le pas de perturbation sera

de 2Ôv.

- Lorsque ÔP/ÔV = P(k) - P(k-l)/ V(k) - V(k-l) > 0, il faut donc incrémenter la

valeur de référence.

- Lorsque ÔP/ôV = P(k) - P(k-l)/ V(k) - V(k-l) < 0, il faut donc décrémenter la

valeur de référence.

cas nO; /1V /1P /1P//1 V sens de la action de contrôle

poursuite

1 + + + bon sens incrémenter

Vref= Vref+ /1v

- - + mauvais sens incrémenter

2 loin du MPPT Vref= Vref+ 2/1v

- + - bon sens décrémenter

3 Vref= Vref - /1v

+ - - mauvais décrémenter

4 loin du MPPT Vref= Vref - 2/1v

Tableau 1 ; Résumé de l'action de contrôle pour dIfférents pomts de fonctIOnnement.

64


4.4. Réalisation du convertisseur MPPT

4.4.1. Circuit de puissance

Le convertisseur MPPT est conçu de façon à supporter une puissance de 1.2 kW délivrée

par les modules PV. La figure (4.11) donne le schéma électrique de la partie puissance du

convertisseur MPPT. La partie puissance est basée sur le circuit intégré IRF2ll0 et des

MOSFET IRF540 et IRF520. Le choix de~ composantes a été dicté par les critères !

suivants:

• Tension maximale des panneaux: environ de 100 volts

• Courant maximum des panneaux: environ de 10 ampères

• Fréquence de commutation à 10kHz

Pour pouvoir faire fonctionner 1'IR2110 dans sa configuration classique, il faut que le

condensateur entre Vb et Vs se charge à chaque période de commutation. La seule

condition est lorsque Vs tombe à zéro pour permettre la circulation du courant. Comme

notre montage comporte une batterie à la sortie, cette condition n'est pas assurée. Il a fallu

ajouter un MOSFET et une diode à la sortie pour permettre cette condition. Ainsi, le

MOSFET IRF520 du bas ne sert qu'à charger le condensateur entre les entrées Vb et Vs du

IR2110, qui lui servira à commuter l'IRF540 du haut.

...----------------r--=PllnneaJII.oIalr ..

0'

1R21'O

74LS04

C .. 100 ....

01

C1 220u

Fig.4.11 : Schéma de la partie puissance du convertisseur MPPT

65

C2 "OU

co o 1u


4.4.2. Circuit de commande

Pour le circuit de commande, un microcontrôleur de la famille PIC a été utilisé. Il s'agit

d'un PIC18F242 avec un cristal de 10MHz (voir fig.4.12). Il s'occupe de mesurer le

courant et la tension aux bornes des panneaux. Avec ces mesures, il applique un algorithme

et génère un signal à largeur d'impulsion variable pour le circuit de puissance.

vcc

D3

01N4007

Rl 10

ua R2 10 r-----------~

1-MCLRNpp

RAO/ANO ~~======~ïl RA1/ANl RA21AN2IVREF RA3JAN3IVref+ cs

RA5/AN4ISS'LVQtN

V15V us

Vout+ Vil.

ZUS104815

Cl

10u

D2

01N40 7

C4 10u

,----'!'-tOSC11CU<1

10 OSC2JCLKOIRA6

RA4JTOCKI O'1~U

RB~~§ ~~ ::: t-:_1~==================~Jl RB4 25 RBSIPGM 26 RBSIPGC 27 RB7IPGO 28

ca

D Y2

CRYSTAL

9 ca 10pF

U2 L780SlT0220

PlC18F242

VCC

RCOIT1CSOIT1CKI 11

RC11T1~~ ~~~2============:::;;:::==========~ RC3/SCKISCL 14 RC4/SDIISOA 15

RC5/S00 16

~~~~ 18

voo

C3

O.lu

MAX232 C13~C12

lu ~ lu

R10UT 12 P1

~'6~ 1 .~.L4 _______ +-~+o T20UT r

FigA.12 Montage partie commande du convertisseur MPPT

4.4.3. Mesure du courant et de la tension

Nous avons utilisé une résistance shunt pour mesurer le courant et un diviseur de tension

pour mesurer la tension des panneaux. Le but est de ramener les mesures à l'intérieur de 0-

5V et de se conformer aux spécifications du microcontrôleur. Les circuits de mesure

doivent avoir des impédances inférieurs ou égales à 2.5kn, sans quoi le circuit interne du

66

CONS


microcontrôleur risque d'influencer la mesure. La figure (4.13) résume l'utilisation d'une

entrée analogique d'un microcontrôleur [51].

Comme les signaux des circuits de mesure comportent trop de bruits pour les faire entrer

directement sur le microcontrôleur, un filtre est nécessaire (FigA.13). Le filtre sert à couper

les hautes fréquences du hacheur tout en permettant de mesurer des bonnes valeurs pour

chaque itération des algorithmes utilisés (O.2s max., 5Hz).

I-Extérieur-I ---Intérieur du microcontrôleur---

'.':0 S~n1p·!irg S'd:toh ...........

. . ..... _ .... '" _. Rt'CS'k 'S$ R~'

~IXI--~----~------~--~,»~~#~·

LJ t ce ... ",_! l e,,«.o a 12C o~ \.L:eooAA _ >

V~

FigA.13: Utilisation d'une entrée analogique d'un microcontrôleur.

4.5. Implémentation des algorithmes MPPT développés

Le convertisseur MPPT réalisé est inséré entre les modules photovoltaïques et le bus DC du

système d'énergies renouvelables. C'est ce qu'illustre la figure suivante. On constate

qu'une interface entre le circuit de commande et un ordinateur a été prévue qui sert à

programmer les paramètres et à suivre l'évolution du système. La figure (4.14) donne le

schéma de la plate forme d'implémentation des algorithmes MPPT développés.

67


[::~ !' ;:1 c'"" Id""",,, "' , < RS'" > gJ ';~;:::' y (dl_,,,,,,,) I_II!

Panneaux .---\ r-\ ~ photovoltaiques L----f Convertisseur abaisseur l---./ CJ Fig.4.14: Synoptique de l'implémentation des algorithmes MPPT développés

4.5.1. Implémentation de l'algorithme de la méthode P&O

Pour la poursuite du point de puissance maximale lors des changements des conditions

météorologiques, nous avons utilisé la méthode basée sur le principe dit de perturbation et

observation modifiée et corrigée. Un microcontrôleur compare entre deux instants

d'échantillonnage, la puissance débitée par le générateur PV et élabore une consigne en

fonction du signal d'écart observé. Si cet écart est nul donc le générateur PV fonctionne au

point de puissance optimale. Dans le cas contraire, le microcontrôleur crée une perturbation

ôd du rapport cyclique et mesure une nouvelle fois la puissance. Si la puissance a

augmenté après cette perturbation on incrémente ou on décrémente de nouveau le rapport

cyclique de ôd. Sinon on incrémente ou on décrémente le rapport cyclique de 2ôd.

La figure (4.15) donne les résultats expérimentaux de la tension, du courant, de la valeur du

rapport cyclique et de la puissance de sortie des modules PV obtenu avec l'algorithme de la

méthode P&O (fig.3.4). On remarque que la méthode P&O ne permet pas de localiser le

MPP dès le début de la recherche (fig.4.15a) et elle présente aussi une oscillation autour du

MPP (fig.4.15b). Ceci illustre bien l'instabilité de l'algorithme P&O et il est conforme aux

résultats de la simulation de la figure (3.7).

68


4.5.2. Implémentation de l'algorithme basé sur l'approche non linéaire

La figure (4.16) donne les résultats expérimentaux de la tension, du courant, de la valeur

du rapport cyclique et de la puissance de sortie des modules PV obtenu avec l'algorithme

de la méthode basée sur l'approche non linéaire (fig.3.5). On remarque que la méthode

basée sur l'approche non linéaire converge rapidement en se positionnant directement au

MPP dés le début de la recherche. L'efficacité de poursuite est donc grandement améliorée 1

par rapport à la méthode P&O. L'augmentation d'efficacité est en moyenne supérieure à 17

%. Notre approche permet aussi de réduire l'oscillation autour du MPP, ceci se traduit par

une tension et un courant de sortie presque stables. Les pics de tensions PV et les chutes de

courant au niveau des panneaux solaires sont dus à la mesure périodique de la tension en

circuit ouvert pour déterminer la référence de la poursuite du point de puissance maximale.

i

",' ················, .. ·······,········l ' : ; : : ...... Voltage: : : ...... : .... : ... , .......... , .. ::..::

~ .. __ .~. ~ [ ","": -~-; -_ .... -; .. : --': : r~T,-~j 314 316 318 320 322 324 326 326 330 332 334 336 3:38 340 342 344 346 348 350 352 354 356 358 360 ............................................. -................ .......................... • ..................................................................... H ••• ' ••••••••••••••••••• _ ................................... _ .................................................................. ..

Jr-----~ni-~~Ff~r-----[--F---cr-r---rTT1d ~. ~6 ~8 ~ = ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~

'~l====--[------T-i-~:J~~~F~r[--r~:--··T-r;i-l ~. ~6 ~8 ~ = _ ~ ~ ~ ~ _ ~ ~ _ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ _ ~

.... . ....... ~......... . .... . . ......... ....... . ................. ~ ..... ~..... .......... ..... .. . ................................ " .. _ ..... ., ...... _ ................. _ .......... , ......... _ .......... .

19°1~~"[[~·''''''''''J~c~I~'-.,,-''7'''~J~ 185 .,;, "'" ~,;", ""

180: • : : :: ;.; PV Power i : : :: .::'; 175" : l ' • ~ - ~;: ~'",': ;"

170, • : r .. :- ,.: : : ~ ~ 1 l : l - r f; ~ 1 l ! 165 ",.. '" , . J .. .., J J , ;.

31'" 316 318 320 322 324 326 328 330 332 334 336 338 340 342 344 346 348 350 352 354 356 358 360

Temps (s)

a- Tension, courant, valeur du rapport cyclique et puissance obtenus avec l'algorithme P&O

,~~~I~i.f~I,~,;~:~\~~~~.~~'~~i:~l.t.~r~~:'lj,Ü )·".,,1'~:~ ~~~i!~~t:vtl b- oscillation autour du MPP

Fig.4.15: Résultats expérimentaux de la méthode P&O

69


'~F2F';'f'~'E1S,'~1FIB1=TP1J] 80 1 00 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320

25'~-_-~--~-------~--~-----~----~----~-----.-------------1 j , , ~ , , , , i , , ,

;~ •. t~·:: ~::t:::::::~·:~:::::::~:::·;:·:::~: ;:ëürfë~tT: .. ~: :'1::~':: ~ t:::::: ~:~:::.: j: :: .. :: r'. 10· ~.-- .. --~ ..... , .. ~-- ..... : ..... --.:-- ...... : ....... , ........ ; ........ ; .... _ .. : ... - _ .. ; ......... ; ........ ; .. .

5.J .. ":~l""'" .. ; 1··· ..... ! .. / ...... ! .. ··1·····:·· ····1·····;··· ··1··:······· .,. f .. ?I:3 :. ··?C<> ~+. o .. , "",- !""" ",' ~,~..,. ... ...,.:

80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320

100~-~-~

ij.~[ .•.• ]]] BO 1 00 1 20 140 160 1 BO 200 220 240 260 2BO 300 320

'OO~""',I"" JIZ'·'····'.I····.···! ·~'···r···········l·]'·Jr·······I······1'1 300 i· .. ····: ....... ; ...... ; ..... ; ....... ; ........ ; ...... ~ ..... ·i .. · ... ~ ...... ;------ .. ·· .. i . 200· ~._ ... --: ..... --:. --._.: ...... :-- •• .. :PV power .. -- .; ....... ~ ...... ~ ... -- ......... ; . I~J.....: ..... ";;!' , ..... !.: ..... ' ... ,.; ..... ;·······:l;,·;:;····, ... : ...... !.

60 1 00 120 140 1 60 160 200 220 240 260 280 300 320 Temps (s)

FigA.16: Résultats expérimentaux de la méthode basée sur l'approche non linéaire

4.5.1. Implémentation de l'algorithme de la méthode perturbation et

observation combiné à l'approche non linéaire

Le développement de deux algorithmes basés sur la combinaison de l'approche non linéaire

avec la méthode P&O (voir fig.4.l7 et fig.4.l8), a permis d'améliorer grandement les

performances de la poursuite du point de fonctionnement optimal des systèmes PV.

La figure (4.19) donne les résultats expérimentaux de la tension, du courant, de la valeur du

rapport cyclique et de la puissance de sortie des modules PV obtenu avec l'algorithme de la

méthode P&O avec la mesure initiale de la référence (fig.4.17). L'estimation de la valeur

initiale de référence de la poursuite du point de puissance maximale est obtenue par

l'approche non linéaire développée. Cette combinaison, a permis d'obtenir une bonne

convergence de la méthode P&O. La figure (4.20), donne les résultats expérimentaux de la

tension, du courant, de la valeur du rapport cyclique et de la puissance de sortie des

70


modules PV obtenu avec l'algorithme de la méthode P&O utilisant la mesure cyclique de la

référence (fig.4.18). Cette combinaison, a permis de réduire les pertes de l'approche non

linéaire et d'obtenir une quasi convergence de la méthode P&O.

r-------,

------1 1

1 1

1

1

1

1

1

1

M~lISure op.mtiIIg V ofP~ anay and voc 1

1 Éstimation 1 de la valeur 1 de réfo rence 1 initiale

1 1 L _____ _ _______ --1

no

no

Measuze V(yV, I<rV

C alculate Power P(yV=V<rV"'I(yV

yes

yes

yes

Fig. 4.17: Algorithme de la méthode P&O avec la mesure initiale de la référence

71


,------- ------l 1 1

Messm opemtingVofPV mayBlid VOC

: Éstimation 1 de la valeur

Deterntine Vop from V oc 1 de réfe rence 1 initiale yes

Acljus t opemting V tin 1 Vop IeSl:hed 1

L ______________ 1

no

Measure V(riJ, I(riJ

C alculate Power P(riJ=V(riJ*I(riJ

no

Fig. 4.18: Algorithme de la méthode P&O avec la mesure cyclique de la référence

72


100LtËI·····,····· ..................... , .. ····!·············C±···j·····f···· ·····1 (jj,Y::"HIT+::tfJH:::f:\T 1- Tension 1 20 •.... , ...... , .•••.. , ...... , .•..•• " ..... , ...... , ...... , ...... ," .... , ...... , ...... , ...... , ...... , ..... o ' .: :., ! •.. : :.:. 1. • l ':':. 1. 1.;. 1 : .

3600 3700 3800 3900 4000 4100 4200 4300 4400 4500 4600 4700 4800 4900

3 600 3 700 3 800 3 900 4 000 4 100 4 200 4 300 4 400 4 500 4 600 4 700 4 800 4 900

300··1···· ··[··(~·i·.·· ·~···f-··.··· .. ;:.- ... ···.·E! '"li''' i··· ~+. · ... i· .... .-~. "J' .j.' .... ;... .j ...•.. ji' ...... "1 1- Puissance 1

200. ~ - _. ~~ - - ~ - - ~ . - - . - .. ~ - - .. ft - ~ .. - _" .... ; .. " - .... _:_ .... - ft" ; ft ...... _ .. :-- _ ~ .... _ ~ " ft _ ~ .. _~ " ........ ~ _ ........ _ ~ .. _ .. " .. ~_ " _ .... " :" " __ "

100 - .. -~ -~ -" -. -~-- ~ ---~ .. --" -~-- --'' .. ~-- -. --:-- -- --~ .. --" --~- -- -- ~_ .... -- +_ .... -- ~_ -- .... " ~- ____ ~_" .... _" ~-" .. N-

O .. ' . : .. :.. :.. : .. :.,.:, : ... : , . ': . ' , :, .. :. .'. , 3 600 3 700 3 800 3 900 4 000 4 100 4 200 4 300 4 400 4 500 4 600 4 700 4 800 4 900

Temps (s)

Fig, 4.19: Résultats expérimentaux de la méthode P&O avec la mesure initiale de la référence

':Er-······-···----;=--·T-~·~·~;-::--~T·:---~:~---~ 40 . ,. . m • • •• , • •• ,. •• , , " , , , , 20 " : : ' , , , O ' • ,

i 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185

~ [-.. : ....... ---~.- ... --,-.m-.m_mml--~-·--·---·-------r1 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185

100 E~---·--:-----:-· ~-----:----: ----~---.. 7"--••• _:_-----: ---:--: --: : ••••• -: .:-----±J .. ,-----80 •...... '.:-- ;P .. :- ..... l .. P .,[... :-: ..... : .... } ..... : ..... :--~; .. :.d ... :.P.... :dd ..

1- Du1y Cycle.

=1l.tJll-+1!E}tFj!F-± o ' :.:. , .: : . :.. : :... : : : .• .•

100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185

300 1 ~ 'l' t 1 j 1 Il

250 ; , ~ ~ , ,. i i ' f 200 ' "...... .. .. .. : ... :.. ".. .... ......... .. ... : ...

150 .. "'-' : .... '." ....... ~""'1 .... ; .......... ~ ....... ~ ... 'r: ..... i .. ... : .......... .. ·· .. ··i .. 100, .. > • ': • :.... ":' • ;. ••• "

50 ( .. , .. ;.~., . ~ ~ ; .. ~ " ~. : o ; , . > :

100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185

Temps (s)

Fig. 4.20: Résultats expérimentaux de la méthode P&O avec la mesure cyclique de la référence

73

Puissance.


4.6. Discussions et conclusion

La méthode P&O est une approche itérative qui perturbe le point de fonctionnement des

modules PV, afin de trouver la direction de la poursuite du point de puissance maximale.

Grâce à sa structure simple, cette méthode est largement répandue. La commande de

puissance maximum est réalisée en forçant la dérivée de la puissance d'être égale à zéro et

agir en conséquence sur le rapport cyclique du convertisseur. Ce processus est relativement

lent [52-54]. L'exécution de la méthode de P&O peut être améliorée en augmentant la

vitesse d'exécution et le point de puissance maximale peut être dépisté correctement dans

des conditions atmosphériques dynamiques. Dans ce cas, la commutation rapide du

convertisseur provoque une perturbation du fonctionnement du système due à l'ondulation

de courant et de la tension. Pour réduire l'ondulation créée par la commutation du

convertisseur à la sortie des modules PV, la plupart des systèmes de MPPT,

indépendamment de la topologie du convertisseur de puissance, utilisent un grand

condensateur en parallèle avec les modules PV. Cependant, le condensateur réduit la

vitesse de la réponse du système de MPPT lors des variations des conditions

atmosphériques [55-56]. Dans notre méthode, Le temps de mesure des valeurs instantanées

de la tension de circuit ouvert (pas les valeurs moyennes), qui sont utilisées pour calculer le

point optimal de fonctionnement, sont de l'ordre de 10 microsecondes. Par contre, le temps

moyen d'exécution de l'algorithme de notre méthode est de 150 microsecondes. Notre

système suit le point optimal de fonctionnement dans moins d'une seconde. Par contre, les

systèmes rapportés dans la littérature [52-54] suivent le MPP à l'échelle du temps des

secondes ou plus longtemps. Par exemple, le temps de réponse de la mise en exécution de

la méthode P&O sur un système de contrôle à base d'un DSP nécessite plusieurs secondes

[57].

74


CHAPITRE 5: CHAINE DE CONVERSION ÉOLIENNE

5.1. Introduction

Grâce à une incitation fiscale très volontariste due à la crise pétrolière de 1974, la

production mondiale de l'énergie éolienne passa de 144 turbines de moyenne puissance

(pour un total de 7 MW) en 1981, à 4687 turbines (386 MW) en 1985. Mais c'est vers la fin i

des années 80 que le marché des systèmes raccordés au réseau a réellement décollé en

Europe, dans le reste des USA et également en Asie et en Afrique du Nord. Dans les sites

isolés, la rentabilité étant plus facile à obtenir, des petites éoliennes dans la gamme de

quelques 100 W à quelques 10 kW sont commercialisées depuis très longtemps. La baisse

des coûts des cellules photovoltaïques permet aujourd'hui de construire des systèmes

hybrides éoliens et photovoltaïques qui profitent de la fréquente complémentarité vent-

soleil (réduction des coûts des batteries de stockage nécessaires en site isolé). Poussé par un

contexte régional favorable, l'IRH a récemment décidé de se lancer dans ce thème de

recherche sur les éoliennes pour produire l'hydrogène à partir d'un système hybride

photovoltaïque éolien.

Dans ce chapitre, on présente quelques notions principales au sujet de la technologie

éolienne ainsi que les méthodes d'optimisations énergétiques publiées jusqu'à présent sur la

commande à vitesse variable pour optimiser le transfert d'énergie dans les systèmes éoliens.

5.2. Énergie éolienne

L'énergie éolienne provient de l'énergie cinétique du vent. En effet, si nous considérons une

masse d'air m qui se déplace avec la vitesse Y, l'énergie cinétique de cette masse est [58]:

Ec= 0,5 m y2 (5.1)

75


Si cette énergie pouvait être complètement récupérée à l'aide d'un dispositif ayant la surface

A, situé perpendiculairement à la direction de la vitesse du vent, la puissance éolienne

instantanée serait alors:

Pe= 0,5 pA y3 (5.2)

où p est la masse volumique de l'air (p == 1,25 kg/m3)

En tenant compte du coefficient de puissance Cp, le dispositif de conversion (la turbine 1 1

éolienne) extrait une puissance P définit par la relation:

P = 0,5 Cp P A y3 (5.3)

La valeur du coefficient de puissance Cp dépend de la vitesse de rotation de la turbine n et

peut s'exprimer en fonction de la vitesse spécifique À :

(5.4)

avec: À=RnN (5.5)

où R est le rayon de 1 'hélice et Rn est la vitesse linéaire périphérique en bout des pâles.

On peut estimer la valeur maximale de ce coefficient, donc la puissance maximale qui peut

être récupérée avec une turbine éolienne, en s'appuyant sur la théorie de Rankine - Froude

de l'hélice dans un fluide incompressible [59]. C'est la valeur maximale de ce coefficient

qui correspond à la limite dénommée la limite de Betz (théorie de Betz année 1920) du

coefficient de puissance qui est de 0.593 [59].

5.3. Caractéristique des turbines éoliennes

Dans la technologie concernant les dispositifs de conversion d'énergie éolienne, il existe

deux grandes catégories d'éoliennes, qui se réfèrent à la disposition géométrique de l'arbre

sur lequel est montée l'hélice (fig.5.l) [60] :

76


- Turbines à axe horizontal

- Turbines à axe vertical

Éolienne à axe horizontal Éolienne à axe vertical

Fig.5.1: Différent types de turbines éoliennes

5.3.1. Turbines à axe vertical

Les turbines à axe vertical sont très peu répandues et assez mal connues. Le rotor de ce

type de turbine fonctionne grâce à la portance et se base sur le principe de la variation

cyclique d'incidence. Un profil placé dans un écoulement d'air selon différents angles, est

soumis à des forces d'intensités et de directions variables. La résultante de ces forces génère

alors un couple moteur entraînant la rotation du dispositif. Le couple résistant au démarrage

de ce type d'éoliennes est proche de zéro [60] ce qui constitue un avantage.

Les turbines à axe vertical présentent certains avantages : machinerie au sol, pas besoin

d'orientation en fonction de la direction du vent, construction souvent simple. Elles

tournent à faible vitesse et sont de ce fait peu bruyantes. Elles présentent par contre des

difficultés pour leur guidage mécanique du fait que, le palier bas devant supporte le poids

de l'ensemble de la turbine.

77


5.3.2. Turbines à axe horizontal

La plupart des éoliennes actuellement installées utilisent des turbines à axe horizontal.

Les différentes constructions des aérogénérateurs utilisent les voilures à deux, trois pâles

(les plus courantes) et les multipâles. La caractéristique de puissance Cp dépend

principalement du nombre de pales utilisé. La figure (5.2) montre l'évolution du coefficient

de puissance Cp pour des turbines réelles à axe horizontal avec 1, 2, 3 et 4 pales [61]. On

remarque que pour chaque type d'éolienne correspond une vitesse normalisée, Âopt, qui

maximise le rendement aérodynamique. Ainsi un fonctionnement à vitesse de rotation

variable, selon la vitesse du vent, peut permettre de rester sur le maximum de la courbe.

Plus la caractéristique Cp(Â) sera en cloche, plus il sera bénéfique d'adapter la vitesse de

rotation à la vitesse du vent, afin de rester dans la zone optimale.

0,5

(), 0,4 Ü !Il U

fil "'. <Il 0,3 '9

Po. !Il

"d

~ 0,2 '0 lE '" 0 u

0,1 --',,,,,,,,,,,,

°0 Sc 10 20 2S \ ïtesse sp0cifi que

Fig,5.2: Coefficient de puissance en fonction de la vitesse de rotation [61].

La Figure (5.3) donne la courbe de puissance d'une éolienne en fonction de la vitesse du

vent. Une turbine éolienne est dimensionnée pour développer sur son arbre une puissance

dénommée puissance nominale Pn. La puissance Pn est obtenue à partir d'une vitesse du

78


vent V n, dénommée vitesse nominale. Lorsque la vitesse du vent est supérieure à V n la

turbine éolienne doit modifier ses paramètres afin d'éviter la destruction mécanique, de

sorte que sa vitesse de rotation reste pratiquement constante.

A côté de la vitesse nominale Vn, on spécifie aussi:

- la vitesse de démarrage, VD, à partir de laquelle l'éolienne commence à fournir de

l'énergie, ,

- la vitesse maximale du vent, VM, pour laquelle la turbine ne convertit plus l'énergie

éolienne, pour des raisons de sûreté de fonctionnement (fig.5.3).

Les vitesses Vn, VD et VM définissent quatre zones sur le diagramme de la puissance utile

en fonction de la vitesse du vent:

- la zone l, où P = 0 (la turbine ne fonctionne pas),

- la zone II, dans laquelle la puissance fournie sur l'arbre dépend de la vitesse du vent V,

- la zone III, où la vitesse de rotation est maintenue constante et où la puissance P fournie

reste sensiblement égale à Pn,

- la zone IV, dans laquelle le système de sûreté de fonctionnement arrête le transfert de

l'énergie.

1 Il III _______ 1 _______ .. ______ •

1 1 1

Vd Vn

IV

V(m/s)

Fig.5.3: Diagramme de la puissance utile sur l'arbre en fonction de la vitesse du vent

79


Une régulation est utilisée pour assurer la sécurité de l'éolienne par vents forts et de limiter

la puissance. Il existe quatre voies principales pour limiter la puissance éolienne dans le cas

de fortes valeurs de la vitesse du vent. La première est une technique active assez coûteuse

et complexe appelée système à pas variable « pitch » : elle est donc plutôt utilisé sur les

systèmes à vitesse variable de moyenne à fortes puissances (quelques centaines de kW).

Elle consiste à régler mécaniquement la position angulaire des pales sur leur axe ce qui ,

permet de décaler dynamiquement la courbe du coefficient de puissance de la voilure. La

seconde technique est passive « stall ». Elle consiste à concevoir la forme des pales pour

obtenir un décrochage dynamique du flux d'air des pales à fort régime de vent. Il existe

aussi des combinaisons des deux technologies précédemment citées. La troisième façon de

limiter la puissance est la déviation de l'axe du rotor dans le plan vertical (un basculement

de la nacelle) ou une déviation dans le plan horizontal (rotation autour de l'axe du mat).

Ainsi, la turbine n'est plus face au vent et la surface active de l'éolienne diminue.

La dernière famille qui permet la régulation de la puissance éolienne consiste à faire varier

la vitesse de rotation par une action électrique (Fig.5.3). Par le biais de la génératrice

accouplée à une chaîne de conversion statique pilotée pour gérer le transfert d'énergie, la

vitesse de rotation peut être pilotée selon le point de fonctionnement souhaité. Le plus

souvent, dans les turbines classiques à axe horizontal, le dispositif de réglage à fréquence

variable est associé à un réglage mécanique (pitch ou staIl) [62].

5.4. Chaîne de conversion éolienne

Diverses chaînes de productions coexistent pour la production d'électricité par

aérogénérateurs. Elles peuvent être très différentes selon que l'on est en forte ou en petite

80


puissance, en fonctionnement à vitesse fixe (ou peu variable) ou à vitesse variable. On peut,

par exemple, classer ces solutions par leur fonctionnement couplé ou non au réseau [62].

v. - v. -• 1

\lA-I 1 • • 1

v. - n .. vat -- -- 1 - -$-r .. }-,....L-J -

(a) (h) (c) (dl

a) pitch, b) déviation verticale de l'axe de rotation, c) rotation horizontale de l'axe de rotation,

d) vitesse de rotation continûment variable

Fig.5.4: Limitation de puissance éolienne

Les installations utilisant l'énergie éolienne comportent classiquement cinq parties:

• une turbine éolienne, avec ses annexes mécaniques (régulation, sécurité, réduction), qui,

lorsqu'elle est exposée à un vent de vitesse V , tourne à la vitesse n et fournit sur son arbre

un couple de moment r,

• un générateur électrique qUI transforme l'énergie éolienne (mécanique) en énergie

électrique alternative,

• une charge qui reçoit cette énergie électrique. Cela peut être une résistance (chauffage

électrique), un organe de stockage d'énergie, un moteur, une pompe, un réseau de

distribution d'énergie électrique. Selon la nature de cette charge les exigences sur le

conditionnement de l'énergie électrique utilisée sont très différentes,

81


• un convertisseur qui est en général placé entre le générateur électrique et la charge et qui

adapte la forme de l'énergie électrique fournie par le générateur à ce qu'exige la charge.

• un système de commande et de régulation qui assure la conversion optimale en régime

stationnaire et, éventuellement en régime dynamique.

La plus simple structure de conversion de l'énergie éolienne est présentée à la figure (5.5),

où: T est la turbine, M est le multiplicateur de vitesse, GE, le générateur électrique et EP le

circuit d'électronique de puissance. On considère que le système alimente une charge

électrique isolée.

,------, --r--- 1

r ~ 1

'el1~ T ~I ~L.--E .... P--,

1:"" .t', ~ t 1 L n.erogenera eur _____ -1

com.m.ande

a 1

~charge

Fig.S.S: Structure d'une chaîne de conversion éolienne

Le caractère aléatoire du vent pose le problème de la régularisation de l'énergie fournie aux

consommateurs par les aérogénérateurs. Il est possible que, dans certains intervalles de

temps, la demande d'énergie soit plus grande que l'énergie pouvant être fournie par

l'aérogénérateur. C'est pourquoi on prévoit des solutions de régularisation par:

• source alternative d'énergie (panneaux solaires),

• l'utilisation de l'énergie stockée pendant les périodes de surproduction de

l'aérogénérateur (accumulateurs électriques, stockage sous forme d'hydrogène).

82


Naturellement, dans une configuration énergétique réelle, avec aérogénérateur, seulement

une partie des flux mentionnés dans la figure 2 existe. Présentons quelques situations

particulières :

1. Le cas d'une éolienne autonome, sans sources alternatives et sans systèmes de stockage.

2. Le cas d'une éolienne autonome, sans sources alternatives et avec systèmes de stockage.

3. Le cas d'une éolienne utilisée dans un site isolé, avec sources alternatives et systèmes de

stockage.

4. Le cas des aérogénérateurs de grande puissance qui débitent dans un réseau énergétique

national.

5. Le cas d'un aérogénérateur qui alimente un utilisateur, la source alternative étant le

réseau de puissance infinie (panneaux solaires, réseau national et le diesel).

On peut distinguer deux familles de systèmes de génération d'énergie éolienne. D'une part

il y a les sites isolés où l'énergie est produite et consommée sur place ou à proximité de

l'éolienne. D'autre part les systèmes connectés au réseau national.

5.4.1. Systèmes couplés au réseau alternatif

C'est dans les grandes puissances (au-delà de 100 kW) que l'on rencontre des systèmes

reliés au réseau et produisant "au fil du vent". Bien que la première machine qui vient à

l'esprit pour de tels systèmes soit la génératrice synchrone, le faible coût et la

standardisation des machines asynchrones a conduit à une très large domination des

génératrices asynchrones à cage jusqu'à des puissances dépassant le mégawatt.

83


5.4.1.1. Génératrices asynchrones à cage

Les machines asynchrones à cage ne nécessitent qu'une installation assez sommaire. Elles

sont souvent associées à une batterie de condensateurs de compensation de la puissance

réactive et à un démarreur automatique progressif à gradateur ou à résistances permettant

de limiter le régime transitoire d'appel de courant au moment de la connexion au réseau.

Ces machines électriques sont les plus simples à fabriquer et les moins coûteuses. Elles ont

l'avantage d'être standardisées, fabriquées en grande quantité et dans une très grande

échelle des puissances. Elles sont aussi les moins exigeantes en terme d'entretien et

présentent un taux de défaillance très faible. Dans les aérogénérateurs de dimensions

conséquentes (grande puissance et rayon de pales important), la vitesse de rotation est peu

élevée. Or, il n'est pas envisageable de concevoir une génératrice asynchrone lente avec un

rendement correct. Il est donc nécessaire d'insérer entre la turbine et la machine

asynchrone un multiplicateur mécanique de vitesse. Le changement de la configuration de

bobinage du stator (nombres de pôles) et donc l'utilisation des machines à deux vitesses de

rotation est une solution parfois utilisée (Fig.5.6), mais là encore le rendement est loin

d'être optimal sur toute la plage de vent. Une autre possibilité consiste à utiliser un

variateur de fréquence, mais cette solution est globalement coûteuse (variation de

fréquence et multiplicateur de vitesse) et donc très rarement exploitée (Fig.5.7). La majorité

des applications en éolien (environ 85%) sont donc à vitesse de rotation constante et à

connexion directe sur le réseau électrique comme le montre la Figure (5.8). Ces machines

peuvent être facilement utilisables dans les éoliennes de petite puissance car la vitesse de

rotation des pales est importante et l'entraînement direct est possible. Mais, au delà d'une

efficacité énergétique moindre par rapport aux systèmes à fréquence variable, la rigidité de

ces chaînes dont on a déjà dit qu'elle occasionne des variations brusques de puissance, ainsi

84


que les problèmes de décrochage du réseau en cas de chute de vent sont leurs principaux

inconvénients [63].

drr Fig.5.6: Système éolien basée sur la machine asynchrone à deux vitesses de rotation

Fig.5.7: Système éolien basé sur la machine asynchrone à cage à fréquence variable

Fig.5.8: Système éolien basé sur la machine asynchrone à cage (vitesse de rotation fixe)

5.4.1.2. Génératrices asynchrones à rotor bobiné

La génératrice asynchrone à rotor bobiné et à double alimentation (MADA) présente un

atout considérable. Le stator de la génératrice est directement couplé au réseau (voir Fig.5.9

et Fig.5.10) le plus souvent par un transformateur. A la place du rotor à cage d'écureuil, ces

machines asynchrones ont un rotor bobiné dont le réglage électronique assure la variation

du glissement. La chaîne rotor permet ainsi à l'ensemble de fonctionner à vitesse variable

sur une plage de vitesse qui dépend du type et du dimensionnement de la chaîne rotor. Ces

85


machines sont un peu plus complexes que des machines asynchrones à cage avec lesquelles

elles ont en commun la nécessité d'utiliser un multiplicateur de vitesse. Leur robustesse est

légèrement diminuée par la présence de système à bagues et balais, mais le bénéfice du

fonctionnement à vitesse variable est un avantage suffisant pour que de très nombreux

fabricants utilisent ce type de machines. Les vitesses de rotation nominales de ces machines

sont d'habitude un peu moins élevées par rapport aux machines à cage d'écureuil alors le

rapport de multiplicateur de vitesses peut être moins important. La Figure (5.9) montre la

technologie qui permet une variation limitée de la vitesse à environ 10% autour de la

vitesse de synchronisme par le changement de la résistance du rotor. Outre la plage de

variation de vitesse limitée, l'inconvénient de cette solution est la dissipation de la

puissance du rotor dans les éléments résistifs [64].

Fig.5.9: Système éolien basé sur la machine asynchrone à rotor bobiné - variation de

la vitesse de rotation par réglage de la résistance du rotor

Une autre solution très intéressante et permettant d'obtenir une variation de la vitesse de

rotation d'environ 30% autour de la vitesse de synchronisme consiste à coupler le rotor de

la génératrice à double alimentation au rotor à travers deux onduleurs ML! triphasés, l'un

en mode redresseur, l'autre en onduleur non autonome (Fig.5.1O). En général, le

dimensionnement de la chaîne rotor se limite à 25% de la puissance nominale du stator de

la machine électrique, ce qui suffit à assurer une variation sur 30% de la plage de vitesse.

C'est là son principal avantage tandis que son inconvénient majeur est lié aux interactions

86


avec le réseau, en particulier les surintensités engendrées par des creux de tension du

réseau.

Fig.5.10: Système éolien basé sur la machine asynchrone double alimentation - régulation

de la vitesse de rotation par chaîne rotor alimentation

5.4.1.3. Génératrices synchrones

Les machines asynchrones présentent le défaut d'imposer la présence d'un

multiplicateur de vitesse. Elles sont en effet bien adaptées à des vitesses de rotation

relativement importantes mais elles présentent un couple insuffisant pour un couplage

mécanique direct sur les voilures éoliennes. Par contre, les machines synchrones sont

connues pour offrir des couples très importants à dimensions géométriques convenables.

Elles peuvent donc être utilisées en entraînement direct sur les turbines éoliennes. Les

systèmes de ce type de machine possèdent aussi des défauts. Les machines synchrones à

rotor bobiné demandent un entretien régulier de système des bagues et balais. Le circuit

d'excitation de l'inducteur requiert la présence du réseau et une fourniture de la puissance

réactive. Les sites isolés ne sont adaptés à ces génératrices qu'en présence d'une batterie de

condensateurs ou d'une source de tension indépendante. Par contre, la possibilité de

réglage de l'inducteur de ces machines offre un moyen supplémentaire d'ajustement du

point de fonctionnement énergétique. Le couplage direct sur le réseau est proscrit car étant

beaucoup trop rigide. Une électronique de puissance s'impose pour toutes les applications

utilisant ce type de machine qui sont donc à vitesse variable. Mais, contrairement aux

87


génératrices asynchrones à double alimentation la chaîne de conversion placée sur le stator

doit être dimensionnée pour la totalité de la puissance du système de production.

Le développement des matériaux magnétiques a permis la construction de machines

synchrones à aimants permanents à des coûts qui deviennent compétitifs. Les machines de

ce type sont à grand nombre de pôles et permettent de développer des couples mécaniques

considérables. Il existe plusieurs concepts de machines synchrones à aimants permanents t

dédiées aux applications éoliennes, des machines de construction standard (aimantation

radiale) aux génératrices discoïdes (champs axial), ou encore à rotor extérieur. Le couplage

de ces machines avec l'électronique de puissance devient de plus en plus viable

économiquement, ce qui en fait un concurrent sérieux des génératrices asynchrones à

double alimentation. Les systèmes de ce type ont un taux de défaillance jugé faible grâce à

la suppression de certaines sources de défauts: suppression du multiplicateur de vitesse et

du système de bagues et balais pour les génératrices à aimants (Fig.S.11). Les frais

d'entretien sont alors minimisés ce qui est très intéressant dans les applications éoliennes,

en particulier dans les sites difficilement accessibles. La présence obligatoire de

l'électronique de puissance permet enfin une régulation simple de la vitesse de rotation et

donc une optimisation énergétique efficace [64].

Fig.5.li: Système éolien basé sur la machine synchrone à aimants permanents

88


Une autre solution (Fig.5.12) est le redressement à diodes placé directement à la sortie de la

génératrice. L'optimisation de la gestion énergétique n'est alors possible que si l'excitation

est réglable.

Fig.5.12: Système basée sur la machine synchrone et redresseur à diodes

5.4.2. Systèmes couplés à des batteries électrochimiques ou à un bus

continu

Ce type de systèmes est utilisé soit dans les sites isolés de petite puissance, soit dans des

systèmes raccordés au réseau (également en petite puissance), on utilise un bus continu

intermédiaire avant de transformer l'énergie en courant alternatif. Dans le cas de très

petites puissances, l'énergie est directement consommée en courant continu [65].

Le bus continu présente l'avantage d'interconnecter plus aisément divers systèmes de

production (éolien, photovoltaïque, pile à combustible ... ) et des batteries électrochimiques

qui peuvent se trouver directement en tampon sur de tels bus.

La figure (5.13) montre une solution de plus en plus employée pour aSSOCIer un

aérogénérateur à un tel système. La génératrice est de type synchrone à aimants permanents

(entraînement direct comme il s'agit de puissances modestes) débitant directement, à

travers un pont de diodes triphasé, sur le bus continu et l'accumulateur électrochimique.

89


+

Fig.S.13: Système éolien débitant directement sur le bus continu

Le débit direct (à travers un simple redresseur en pont à diodes) de la machine synchrone

sur une source de tension continue peut surprendre. En fait, c'est grâce à 1'inductance du

stator de la machine synchrone de forte valeur que les courants restent proches des formes

sinusoïdales et que les rendements de conversion sont corrects. En cas de surcharge de la

batterie (trop de tension), un contacteur met en court-circuit l'induit de la génératrice. La

turbine est alors arrêtée en rotation.

Dans toutes les situations, il est souhaitable que l'aérogénérateur assure une conversion

optimale de l'énergie éolienne disponible sur l'instant, de manière que la consommation sur

des sources alternatives soit minimale. Il est évident que le système de commande pour

l'optimisation en temps réel du système énergétique local est important, par rapport au

critère du rendement de la conversion de l'énergie éolienne.

5.5. Transfert optimal d'énergie dans les systèmes de conversion éolienne

Comme le montre la figure (5.2), il est indispensable de réguler la puissance éolienne et

les courbes caractéristiques éoliennes ne sont pas linéaires. En ce qui concerne la puissance

éolienne (la zone (II) de la Fig.5.3), elle résulte de la vitesse de rotation de 1'arbre

mécanique de l'éolienne, de la vitesse du vent et de la caractéristique Cp(À). Elle peut être

optimisée dans le but de maximiser l'énergie captée par l'éolienne. La Figure (5.14) donne

90


le réseau de courbes de la puissance éolienne en fonction de la vitesse de rotation pour

différentes vitesses du vent. On remarque que les éoliennes correspondent à des systèmes de

puissance finie dont les maximums sont situés sur les sommets des courbes de la figure (5.2) et

que pour chaque valeur de la vitesse du vent on a un point de puissance maximale [66]. En

suivant continuellement cette courbe optimale qui relie leurs sommets, la puissance

éolienne recueillie sera toujours maximale. De nombreuses études ont montré l'intérêt de la

vitesse variable en éolien sur le plan énergétique, y compris dans le petit éolien [67] où le

surcoût entraîné par la vitesse variable (du fait de l'électronique de puissance et de réglage

supplémentaire) est compensé par le surplus de production.

La vitesse variable permet aussi d'augmenter la durée de vie des systèmes. Les chaînes à

vitesse variable sont moins rigides que les chaînes à vitesse fixe qui sont couplées

rigidement au réseau. Cette rigidité se solde par de fortes oscillations de puissance

engendrées par les turbulences.

P[W] .... ,

........ , '\

'\ , \. \

\ \. \ \Vv5 \

'VV4 \ '\

\. \ '\ '\ \ \ '\

\ \ \ \ \ ,

\

n [radIs]

Fig.5.l4: Puissance éolienne en fonction de la vitesse de rotation

pour différentes vitesses du vent

Cependant, il est délicat de développer des méthodes de contrôle avancées pour extraire la

puissance maximale des éoliennes aux vitesses de vent variables. La puissance mécanique

de l'éolienne à une vitesse de vent donnée est rigoureusement affectée par le rapport TSR

91


(Type speed Ratio). À une vitesse de vent donnée, l'efficacité maximum de conversion

d'énergie de l'éolienne se produit à un TSR optimal. Par conséquent, pendant que la vitesse

de vent change, la vitesse du rotor de l'éolienne doit changer en conséquence afin de

maintenir le TSR optimal et extraire ainsi la puissance maximum à partir des ressources

disponibles de vent.

Si on considère les courbes du coefficient de puissance en fonction de À, il apparaît

clairement l'importance d'un réglage de vitesse. En effet, si la génératrice électrique est de

type synchrone ou asynchrone directement couplée au réseau, la vitesse est sensiblement

constante et le rendement aérodynamique ne peut être maximal que pour une seule vitesse

de vent (Àopt). Un système à deux vitesses de rotation est possible mais la vitesse variable

apporte beaucoup plus en terme de rendement énergétique [68].

Pendant cette dernière décennie, les travaux de recherche publiés jusqu'à présent sur la

commande à vitesse variable pour optimiser le transfert d'énergie dans les systèmes éoliens

sont généralement consacré aux systèmes de très forte puissance reliés aux réseaux

électriques (fig.5.15) [69]. Ces travaux montrent que les éoliennes qui fonctionnent à

vitesse variable fournissent un rendement énergétique de 10-35% plus élevée comparés aux

éoliennes qui fonctionnent à vitesse constante avec un moindre effort mécanique et moins

de fluctuations de puissance [70].

Fig.5.15: Système de transfert optimal de l'énergie d'une éolienne

92


Deux approches d'extraction de la puissance éolienne maximale en fonction de la vitesse

du vent ont été développé dans la littérature, à savoir la commande du TSR et la commande

par rétroaction du signal de puissance PSF (Power Signal Feedback).

5.5.1. La commande TSR

La commande de TSR règle la vitesse de rotor de turbine de l'éolienne pour maintenir un

TSR optimal [71]. Comme le montre la figure (5.16), la vitesse de vent et la vitesse de

rotation de la turbine sont mesurées pour calculer le TSR. Le TSR calculé est comparé a

une référence et l'écart permet au contrôleur d'obtenir un TRS optimal. Le premier

inconvénient de la commande du TSR est la mesure de vitesse de vent [72], qui s'ajoute au

coût du système et présente des difficultés dans les réalisations pratiques. Le deuxième

inconvénient est la nécessité d'obtenir la valeur optimale de TSR, qui est différent d'un

système à l'autre. La conséquence de cette dépendance aux caractéristiques de

l'aérogénérateur est que chaque éolienne doit avoir son propre logiciel adapté de gestion.

ms ile réirence + .)

Vitesse du vent

Contrôleur Puissaee

ileJlWtclée Cltaine ile conversion

éoHenne

Vitesse ile la turlline

Fig.5.16: Schéma bloc de la commande du TRS

5.5.2. La commande PSF

La commande de PSF exige la connaissance de la courbe de la puissance maximale de

l'éolienne [7374]. Cette approche permet de se rapprocher rapidement de l'optimum à

93


l'aide des mesures simples comme illustré dans ·figure (5.17), c'est-à-dire sans utilisation de

capteur de la vitesse du vent. Cette façon de procéder exige du constructeur de l'éolienne

des essais de caractérisation (extérieur, soufflerie) ou des simulations du profil de pales.

Une telle caractérisation permet de simplifier considérablement l'algorithme de la

recherche de puissance maximale et d'utiliser les structures des convertisseurs plus

classiques et moins coûteuses. Cependant, dans le domaine du petit éolien, cette phase de i

caractérisation peut s'avérer coûteuse et fastidieuse. En effet, disposer d'une soufflerie de

taille suffisante est onéreux voire impossible, les campagnes d'essais réalisés en extérieur

sont biaisées par les problèmes de mesures de vent en régime non stationnaire et par les

variations d'orientation pour les turbines à axe horizontal, ce qui rend la commande de PSF

difficile et dispendieuse à mettre en application dans la pratique.

CoUIbes de puissme + C1t.aiJœ de conversion Con1rolleur .,.,

JIlaIimale Puissace de éolienne -sortie de Puissace de sortie 1 réference

Vitesse de la turbille

Fig.5.l7: Schéma bloc de la commande PSF

5.6. Conclusion

Une brève description des systèmes éoliens a été présentée dans ce chapitre. Dans ce

contexte, quelques notions principales au sujet de la technologie éolienne ont été données.

Nous avons vu qu'il est indispensable de réguler la puissance éolienne et que les courbes

caractéristiques des éoliennes ne sont pas linéaires. En ce qui concerne la puissance

94


éolienne, elle peut être optimisée en adaptant la vitesse de rotation en fonction des vitesses

du vent. Le générateur peut fournir une certaine puissance électrique qui dépend de la

vitesse du vent et de la vitesse de rotation de l'hélice. Cette dernière doit en effet tourner à

une vitesse bien précise en fonction de la vitesse du vent pour que le générateur puisse

donner la plus grande puissance.

Les méthodes d'optimisation énergétique publiées jusqu'à présent sur la commande à ,

vitesse variable pour régler le transfert d'énergie dans les systèmes éoliens présentent une

dépendance directe ou indirecte aux caractéristiques de l'aérogénérateur. Cette dépendance

entraîne d'une part des difficultés de mise en oeuvre de ces méthodes, et d'autre part un

surcoût du système. Nos travaux portent sur l'optimisation énergétique d'un système éolien

de petite puissance à axe horizontal de type Bergey. Dans notre approche d'optimisation,

un algorithme MPPT doit être mis en œuvre où l'on fait totalement abstraction de la

caractéristique de l'éolienne. A noter que cet algorithme est inspiré des systèmes MPPT

rencontrés en photovoltaïque.

95


CHAPITRE 6 : MODÉLISATION DE LA CHAINE

DE CONVERSION ÉOLIENNE

6.1. Introduction

Après avoir présenté les différentes caractéristiques des turbines éoliennes, et après avoir

introduit le principe de la conversion optimale d'énergie éolienne, nous présentons ici la 1

modélisation des constituants de la chaîne éolienne de faible puissance dédiée au stockage

sur batterie. Les modèles présentés permettent de simuler le comportement dynamique de

la chaîne de conversion éolienne pour les différentes conditions de fonctionnement afin de

développer une architecture qui permet un meilleur transfert d'énergie éolienne. Le

système éolien étudié est un système complexe composé de plusieurs sous systèmes

appartenant à plusieurs domaines physiques très différents. La turbine est directement

accouplée à la génératrice et permet la transformation d'énergie mécanique en énergie

électrique. Les composants électriques tels que les convertisseurs statiques et les éléments

de filtrage disposés en aval de la génératrice ont un rôle d'adaptation des caractéristiques

de l'énergie électrique entre la génératrice et la charge finale.

6.2. Modèle de la turbine éolienne

Si les frottements du rotor de la turbine sont ignorés (fig.6.1), les caractéristiques

mécaniques d'une éolienne peuvent être décrites par les équations (6.1) et (6.2).

Connaissant la vitesse de vent v et la puissance de la charge Pg , la vitesse de turbine w peut

être estimée en utilisant ces équations et la courbe Cp(À,P) de l'éolienne [58]. Cette courbe

peut être obtenue par des essais sur le terrain (fig.6.2) ou à partir de l'équation (6.5).

96


dw Tm-Tg=J-

dt

dw Pm-Pg=w*J

dt

Pm = Cp(À) * 0.647 * A*v3

(6.1)

(6.2)

(6.3)

Où Tm - représente le couple mécanique de la turbine; Tg - couple de charge;} -l'inertie de

la turbine; A - surface de la turbine; fJ -angle de la turbine.

(6.4)

1 1 0.035 avec: -=---À; À; + 0.0813 13 + 1

P load

Fig.6.1: Turbine éolienne

La caractéristique Cp(À) , pour différentes valeurs de l'angle ~, est illustrée par la figure

(6.2). La valeur maximale de Cp ( Cpmax = 0.48) est réalisée pour ~ = 00 et pour À =8.1. Cette

valeur particulière de À est définie comme valeur nominale (À nom).

97


0,5 r:-----------y--------,-------__::o -,-- -- ------ ---------- ----- --- -- --~

04~ I~ o. :: ~.=1~\~

~~i ~, \ §ff~-,,~"'2ffJ} ._ -n " \.' 0,1 ' ~"~-ltl- ~\

~~~~~--~~-m~l~' \~ o 5 10 15

Fig.6.2 : Caractéristiques Cp(À) pour différentes valeurs de l'angle ~ [58].

La pUIssance de sortie de l'éolienne, en fonction de la vitesse de générateur, pour

différentes vitesses de vent et pour un angle ~ = 0° , est représentée dans la figure (6.3). On

remarque, que pour chaque valeur de la vitesse du vent, on a un point de fonctionnement

unique où la puissance est maximale. Ce point correspondant à une valeur unique de la

vitesse de fonctionnement est appelé vitesse de rotation optimale.

1

P. ft!. 0.8 PMsx,

(bats = 0 deg)

,~ 0 œ 0,6 e

'1:1 ~ (;1 ~ 0.4 .. !II .. .... &:

02

o~ ___ ~ ____ ~ ___ ~ ___ ~ ___ ~ ____ ~~ 0.2 04 0.8 0.8 L2 1.4

Vite .... d<> mtaticn (p.U)

Fig.6.3: Puissance de sortie en fonction de la vitesse de rotation pour ~=O [58].

Le modèle de l'éolienne est représenté dans l'environnement MATLAB/Simulink pour des

fins de simulation (fig.6.4). Ce modèle permet d'estimer la puissance de sortie de la turbine

98


éolienne, ainsi que la valeur du coefficient de puissance en fonction de la vitesse du vent.

Cette modélisation se concentre sur les caractéristiques de transfert d'énergie dans une

turbine et n'inclut pas les caractéristiques aérodynamiques. Conçu comme bloc de sous-

ensemble dans Simulink, ce modèle peut être facilement intégré dans le système éolien

avec d'autres composants pour des études théoriques.

Fig.6.4: Modèle de la turbine éolienne

La figure (6-5) montre le caractère aléatoire de la puissance du vent, qui occasionne des

variations de la puissance moyenne disponible sur l'arbre de la turbine, ainsi que des

fluctuations possibles de la charge alimentée par la génératrice. Ces variations font

varier le couple résistant vue par la génératrice, ce qui donne une puissance maximale

issue de la génératrice non constante. Une modélisation de la chaîne de conversion

éolienne permettra de déduire la meilleure façon d'adapter la vitesse de rotation de la

turbine pour travailler en permanence à la puissance maximum.

99


v

Cp

Temps (s)

a- Vitesse du vent

Coefficient de puissance 0.7 ,---,-----,----r-----.-.:.-,----,

c- Coefficient de puissance

Pv(w) 7 rX 1_0·_-.--_----._Pu_iss_~n_rce-dU-V-enl__r--_r_-__,

6

5

4

3

1200

b- Puissance éolienne

P(w) Puissance de sortie

d- Puissance de sortie de l'éolienne

Fig.6.5: Puissance de sortie en fonction de la vitesse de rotation pour p=O

6.3. Modélisation de la chaîne de conversion éolienne

La figure (6.6) donne la chaîne de conversion éolienne installée à l'Institut de Recherche

sur l'Hydrogène. Cette chaîne est composée d'une turbine éolienne entraînant un générateur

synchrone à aimant permanent (GSAP) triphasée et d'un transformateur associé à un

redresseur à diodes débitant sur un bus continu comprenant des accumulateurs

électrochimiques en tampon.

100


busDC générateur

Pvent P"urbine

Fig.6.6: Schéma de la chaîne de conversion éolienne installée à IRH

6.3.1. Générateur synchrone

Le générateur de l'éolienne est une machine synchrone à aimant permanent à pôles lisses

constituée de trois enroulements disposés dans le stator de telle façon que la f.é.m. de

chaque phase soit le plus possible de forme sinusoïdale. On obtient alors trois fé.m. et(t)

e2(t) et e3(t) de même valeur efficace E et déphasées mutuellement de 2n/3 [75].

E = KN<Df= KN<D.p.ns= K'.<D.ns (6.5)

Où:

E : f.é.m. induit (V)

K : coefficient de Kapp (caractéristique de la machine)

N: nombre de conducteurs d'une phase de la machine (1 spire = 2 conducteurs)

<D : flux maximum à travers un enroulement (Wb)

f : fréquence du courant statorique en Hz ;

p : nombre de paires de pôles;

ns: vitesse de rotation du champs tournant en trs/s.

K'= KN.p : constante globale (caractéristique de la machine)

Les courants alternatifs dans le stator créent un champ magnétique tournant à la pulsation:

Q=ro.p ou ns=f·p (6.6)

101


o : vitesse de rotation du champ tournant en radis;

ro : pulsation des courants alternatifs en radis. ro = 2.7t.f;

On aura donc: E=K.O (6.7)

K: constante globale (caractéristique du moteur)

Le modèle équivalent d'un enroulement du générateur est donné par la figure (6.7).

L'inductance L du schéma tient compte de l'inductance réelle de l'enroulement et de la

réaction magnétique d'induit; le courant est orienté en convention générateur et l'inducteur

est équivalent à une résistance. Toute l'énergie absorbée à l'inducteur est perdue par effet

joule.

X-jl.cn r l of

i~ El U x !Lr

Fig.6.7: Schéma équivalent d'un enroulement du générateur

D'après le diagramme de Fresnel de l'enroulement du générateur de la figure (6.8) ; on a:

E= V+jLroI+rI

V: tension aux bornes d'un enroulement de la machine (V)

r: résistance de l'enroulement (0)

X: réactance synchrone (0)

Fig.6.8 : Diagramme de Fresnel d'un enroulement du générateur

102

(6.8)


• Très souvent le tenne (r.I) est négligé;

• Pour une charge résistive q> = 0;

• q> est le déphasage entre le courant et la tension. q> et l varient en fonction de la

consommation;

Lorsque la turbine éolienne entraîne l'arbre due générateur, la puissance mécanique

absorbée est :

Pm= TM. Q= TM.. co.p (6.9)

TM: couple utile sur l'arbre en N.m

La puissance en triphasé avec un courant en phase avec la tension simple s'écrit:

P= 3 V.I (6.10)

Si on négligé le tenne (r.I), on a:

(6.11)

on obtient:

(6.12)

on aura donc: (6.13)

6.3.2. Limitations du fonctionnement dans un circuit non commandé 1

Le générateur est connecté au redresseur comme le montre la figure (6.6). Considérant

que le redresseur convertit la puissance alternative reçue du générateur en puissance

continue sans pertes, on aura [76]

(6.14)

Où : Vde et Ide représentent respectivement la tension et le courant de sortie du redresseur.

103


Le courant de ligne du générateur est considéré sinusoïdal et le courant dans une diode est

en demi-alternances de sinusoïde. La figure (6.9) donne la tension composée et le courant

de sortie du générateur. Soulignons que la conduction simultanée des diodes due aux

chevauchements des phases applique un court circuit entre phases d'un sixième de période.

La tension à l'entrée du pont redresseur est composée vaut Ebat ou - Ebat avec des paliers à

o volt de durée de 60°.

li 12

Fig.6.9 : Tension composée et le courant de sortie du générateur

La figure (6.10) donne le courant moyen de sortie du redresseur qui alimente la batterie. Ce

courant est obtenu par combinaison des trois courants redressés, il a donc la forme de la

tension redressée triphasée lorsque le pont est alimenté par une source triphasée de courant.

Il

Fig.6.l0: Courant moyen de sortie du redresseur

104


La valeur maximale de la tension ligne-ligne du générateur VLLmax en fonction de la tension

de sortie du redresseur est donnée par :

v = ~f~ VLLmax cosB.dB de 1t

1C -"6 m

avec m : rapport de trnasformation

on aura donc: 3

Vdc = --VLLmax 1Cm

(6.15)

(6.16)

D'après la relation entre Vdc et la tension ligne-ligne VLL et la tension phase du générateur V,

ona: V de = -3-.J2VLL 1Cm

Vde

= _3_J6V 1Cm

D'après les relations (24) et (28), l'équation de Lie en fonction de l est donnée par :

(6.17)

(6.18)

(6.19)

6.4. Influence du bus De sur la limitation de la régulation à puissance

optimale

D'après les relations (6.15) et (6.18), la puissance générée par le GSAP est donnée par:

(6.20)

Les figures (6.11) et (6.12) donnent la puissance fournie par le générateur en fonction de la

vitesse de rotation de l'éolienne. On remarque que la courbe de puissance tend vers une

limite asymptotique P max. En effet, la puissance maximale fournie par le générateur est

directement proportionnelle à la tension du bus De:

105


(6.21)

La condition pour laquelle le générateur commence à fournir de l'énergie est:

2 1rm 2 (KO) -( r;- ,Vdc ) ~ 0

3,,6 (6.22)

donc, 1rm

O~ V 3.J6K de

(6.23)

La vitesse de rotation pour laquelle la génératrice commence à fournir de la puissance est:

O=~V o 3J6K de

6.4.1. Tension constante du bus De

(6.24)

La figure (6.11) donne la puissance fournie par le générateur en fonction de la tension

du bus DC pour une tension du bus DC de 50 volts. On remarque que le générateur ne

fournit pas de puissance lorsque la vitesse de rotation est faible du fait que la condition de

fonctionnement du GSAP n'est pas respectée.

·4500

. 4000

3500

~ 3000

.!. 2500 '" ~ 2000

"â 1500

1000

500

Vdc=50votts

400 600 vitesssde fptation (lrs/mln)

800 1000

Fig.6.11: Puissance générée par le GSAP en fonction de la vitesse de rotation.

106


La figure (6.12) donne la puissance fournie par le générateur en fonction de la vitesse de

rotation pour différentes valeurs de la tension du bus De. On constate que plus la tension

du bus De est élevée plus la vitesse pour laquelle la génératrice commence à fournir de la

puissance est élevée.

Vdc=2OYolts

6QO,;; 700 . sOO· , <;k ~\ ~f"

Fig.6.l2 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la vitesse de rotation

pour différentes valeurs de V de.

6.4.2. Tension variable du bus De

La figure (6.13) donne la puissance fournie par le générateur en fonction de la tension du

bus De pour une vitesse de rotation de 300 tr/min. On remarque que le générateur ne fourni

pas de puissance lorsque la tension du bus De est suffisamment grande du fait que la

condition de fonctionnement du GSAP n'est pas respectée. On remarque aussi, qu'on a une

seule valeur de la tension du bus De qui permet au GSAP de générer la puissance

maximale.

107


.40 we.o:· .......... tensIO()9il bu~DC("P!ts}

Fig.6.13 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la tension du bus DC.

La figure (6.14) donne la puissance fournie par le générateur en fonction de la tension du

bus De pour différentes valeurs de la vitesse de rotation. On constate que pour chaque

vitesse de rotation, on a une seule tension optimale du bus De qui permet de faire

fonctionner le GSAP à sa puissance maximale et plus la vitesse de rotation est élevée plus

la tension optimale du bus De est élevée.

Fig.6.14 : Puissance générée par le GSAP en fonction de la tension du bus DC

pour différentes valeurs de la vitesse de rotation.

Dans le système éolien installé à l'IRH, la tension du bus De est imposée par la valeur de la

tension de charge des batteries qui est d'environ 50 volts. On remarque que ce système ne

108


produit pas d'énergie pour les valeurs de vitesses de rotations inférieures à 250 tr/min

(faibles vitesses du vent). La condition pour laquelle le GSAP commence à produire de

l'énergie n'est respectée que pour les valeurs supérieures à 250 trs/min. On remarque aussi

que pour les fortes vitesses du vent (vitesses rotations élevées), le système ne fonctionne

pas à sa puissance maximale. D'où la nécessité de concevoir un circuit d'électronique de

puissance qui permet au système éolien, d'une part de respecter la condition pour laquelle

le GSAP commence à produire de l'énergie quelle que soit la vitesse de vent et d'autre part,

d'imposer en fonction de la vitesse de rotation une tension du bus De qui permet de faire

fonctionner le système au point de puissance maximal.

6.5. Conclusion

Le système de conversion d'énergie dédié à l'éolien doit permettre le fonctionnement à une

puissance électrique maximale de façon à optimiser le rendement énergétique. Dans ce

chapitre, on a vu que l'association d'un pont redresseur à diodes avec une génératrice

synchrone à aimants permanents comporte cependant quelques limitations ne permettant

pas toujours d'atteindre ce but. La charge de la génératrice va fixer les limites au

fonctionnement à puissance électrique maximale. Deux cas sont présentés : le

fonctionnement à tension de bus De variable et fixe. Dans le premier cas, le pont de diodes

alimente directement la batterie de stockage (tension de bus fixe); dans le second cas, le

pont de diodes est suivi d'un convertisseur De/De débitant sur un bus De, c'est cette

dernière architecture permettant un meilleur transfert d'énergie que nous détaillons au

prochain chapitre.

109


CHAPITRE 7 : OPTIMISATION DU TRANSFERT D'ÉNERGIE DANS

LA CHAINE DE CONVERSION ÉOLIENNE

7.1. Introduction

Dans les chapitres précédents, on a vu que pour maximiser la puissance, une adaptation

de courbe caractéristique des éoliennes à la charge est nécessaire. Le générateur peut

fournir une certaine puissance électrique qui dépend de la vitesse du vent et de la vitesse

de rotation de l'hélice. Cette dernière doit en effet tourner à une vitesse bien précise en

fonction de la vitesse du vent pour que le générateur puisse donner la plus grande

puissance. Or, la vitesse de cette hélice est égale à celle du générateur et elle dépend par

conséquent de la charge électrique raccordée à la sortie de celui-ci. Dans ce chapitre, la

simulation et la conception du convertisseur MPPT du système éolien ainsi que

l'algorithme de commande sont proposés pour trouver le point de puissance maximale en

tout temps d'opération de l'éolienne, indépendamment de l'intermittence du vent et de la

variation de la charge.

7.2. Étude d'un convertisseur MPPT pour l'éolienne

On a vu au chapitre précédent que le fonctionnement optimal de l'éolienne est obtenu

lorsque la tension du bus DC varie en fonction de la vitesse du vent. Dans notre cas, cette

variation est obtenue en associant la génératrice synchrone au pont redresseur à diodes

chargé par un convertisseur DCIDC de type abaisseur-élévateur débitant sur un bus De. La

figure (7.1) donne le schéma global des circuits électroniques de puissance qui permettent

de faire fonctionner l'éolienne aux points de puissance maximale. La commande du

110


convertisseur DCIDC se fait par le biais du rapport cyclique de l'élément de découpage de

ce dernier. Ce paramètre de contrôle sera utilisé pour suivre le point de puissance maximale

lors des variations de la vitesse du vent.

Tv.rlline

Générateur

Synchrone COJlVertisse'Ul'

DCIDC

11PPT

Fig.7.1: Système éolien avec convertisseur MPPT

BusDC

CJw'ge

Le montage de base du convertisseur abaisseur-élévateur est donné à la figure (7.2). Son

fonctionnement est assuré par la durée de fonctionnement et la durée de repos du transistor

de commutation. Ce convertisseur permet d'obtenir des tensions de sortie aussi bien

inférieures que supérieures à celle de l'entrée. Cette topologie assure une inversion de la

polarité de la tension aux bornes de la charge par rapport à celle de la source d'entrée, le

montage est donc inverseur de tension [77].

c R

+

Fig.7.2: Schéma électrique de base du convertisseur abaisseur-élévateur

111


7.2.1. Mode de conduction continue

En conduction continue, le courant dans l'inductance circule continûment, donc iL(t»O.

On montre à la figure (7.3) les formes d'onde obtenues durant ce mode de fonctionnement.

+ .. 1

Vol ... v" ... lt., ! f ilL liL ::1:: v" !"

"L v" :-1 • ... - -i" i"

(0) (1.1)

a) interrupteur fermé, b) interrupteur ouvert.

Fig.7.3: Convertisseur buck-boost en mode de conduction continue.

Là aussi, en utilisant toujours le fait que l'intégrale de la tension aux bornes de l'inductance

est nulle sur une période, donc à partir des formes d'onde de la figure 3.18, on a :

soit en divisant par Ts :

Vd DT, +(-Vo )(l-D )T, =0

Va =D_l_ Vu I-D

(7.1)

L'équation (7.1) montre, qu'en conduction continue, on a une tension de sortie plus grande ,

ou plus petite que la tension d'entrée donnée. Si on suppose que les pertes en puissance

112


associées aux éléments du circuit sont négligées, la conservation d'énergie implique

l'égalité puissance d'entrée et puissance de sortie :

p=p d a

ou

soit la Vd I-D -=-=--Id Va D

(7.2)

Appelons Rdc = Vd/ld la résistance d'entrée du convertisseur et soit Rch = V 0110 la résistance

de sortie. On déduit que:

(7.3)

7.2.2. Conditions aux limites entre conductions continue - discontinue

La figure (7.4a) montre les formes d'onde de VL et Ir aux bornes de l'inductance

lorsqu'on atteint la limite entre les deux modes de conduction.

"'-__ --s( - V,.}

}---D2' .. --. +-1--(1-1))2'''-''+1'-(., (b}

Fig.7.4: Convertisseur buck-boost à la limite de conduction continue et discontinue [77].

La valeur moyenne du courant dans l'inductance, à cette limite de conduction (fig.7.4a), est

donnée par l'équation:

1 TV l =-i =_,_d D LB 2 L,p,ak 2L

113

(7.4)


En effet, durant ton=DTs, on a :

soit :

d'où:

diL

V =V =L-L d dt

diL

l1iL

l1iL

l1iL

Vd -=-=-=--=- et

dt l1t ton DT: L

l =li =~V = DI: V LB 2 L,peak 2L d 2L d

DT l1i

L =--' V

d L

Par ailleurs, à la figure (7.2), et compte tenu du fait que la valeur moyenne du courant dans

la capacité est nulle, on a :

(7.5)

En combinant (7.2) avec (7.4) d'une part, (7.3) avec (7.5) d'autre part, on a la valeur

moyenne du courant dans l'inductance et celle du courant de sortie à la limite de

conduction continue, en fonction de Vo :

l =T,D Vo(l-D) T:Vo(l_D) LB 2L D 2L

(7.6)

et l =1 (l-D L T,Vo (1_D)2 DB LB F 2L (7.7)

Là aussi, si Vo est maintenue constante (cas de plusieurs applications pratiques), V d (et par

conséquent D) varie. Comme D varie entre ° et 1, les relations (7.6) et (7.7) ont leurs

valeurs maximales pour D=O, soit :

TV 1 =_'_0 LB,,,,,", 2L

(7.8)

TV l =_'_0 DB ,max 2L (7.9)

Ceci permet d'établir les valeurs limites telles que:

I LB =1 LB ,max (l-D) (7.10)

114


(7.11)

Ces courants limites sont tracés à la figure 7.4.b comme fonction du rapport cyclique, en

maintenant Vo=constante.

7.2.3. Mode de conduction discontinue

Dans ce paragraphe, on vérifie la conformité du rapport V c!Vd dans le cas de la

conduction discontinue avec l'équation (7.1). La conduction est dite discontinue lorsque le

courant s'annule dans l'inductance pendant le laps de temps où le transistor du découpage

du convertisseur est ouvert. Cette situation est illustrée à la figure (4.6).

La forme d'onde du courant IL, en conduction discontinue, est donnée à la figure (7.5).

o~--------~--~----~--~-----t

...... __ ..... (-v.,)

"'I.---DT.--~·II-· -AlT. 1 1. ·1 A2T•

Fig.7.5 : Formes d'onde du hacheur dévolteur-survolteur en conduction discontinue.

En utilisant toujours le fait que l'intégrale de la tension aux bornes de l'inductance est nulle

sur une période, donc à partir des formes d'onde de la figure (7.5), on a :

soit Vo D

(7.12) -=-

Aussi, on a: (7.13)

115


À partir de la figure (7.5), on a la valeur moyenne du courant, IL :

1 =l(11 DT +11 11 T )=11 (D+I1) L T 2 L.peak S 2 L.peak 1 S 2 L.peak 1

s

et comme (durant ton) : i =Vd DT L.peak L S

on a alors: (7.14)

Comme Yo=constante, on peut obtenir D en fonction du courant de charge 10, pour

plusieurs valeurs du rapport YoNd• Avec les équations (7.5), (7.9), (7.11), (7.13) et (7.14)

combinées, on obtient tous calculs faits :

( J ( J2

V V V 1 l+_a

=_d D 21 + _d D 2 1 o V

d

Va oB,max Vo

oB ,max

d'où: (7.15)

La figure (7.6) donne un tracé du rapport cyclique D en fonction du ratio Io/IoB,max pour

plusieurs valeurs de YoN d, avec la limite entre les deux modes de conduction tracée en

ligne pointillée.

D

1.0

0.75

\ \

1 v .. - Constant 1 ~ -0.33 .. v" V;; - 1.0

~ _4.0 ..

Fig.7.6: Caractéristiques du convertisseur buck-boost, en maintenant Vo = constante [77].

116


7.3. Relation entre les paramètres de commande

Dans ce paragraphe, on établit la relation entre le rapport cyclique qui est le paramètre de

commande du convertisseur DC IDC et les grandeurs électriques des éléments constituant

le système. La charge du pont de diodes sera considérée comme une résistance variable

selon le régime de fonctionnement du convertisseur DCIDC. Il s'agit donc d'un circuit

équivalent constitué de dipôles linéaires ramenés du côté alternatif comme l'indique la

Figure (7.7). Ls et Rs représentent l'impédance de la génératrice. Rg représente la

"résistance interne" à l'entrée d'une phase du redresseur, vue par la génératrice. On cherche

alors la valeur de la résistance équivalente Rg qui maximise la puissance produite par

l'éolienne.

Fig.7.7: Schéma équivalent du générateur synchrone ramené du côté alternatif

La tension de phase du générateur est donnée en fonction du courant de sortie par la

relation suivante: v = E-R I-J'X l s s

Où : Xs est la réactance du synchrone de la machine par phase.

V La valeur de charge Rg du générateur est donnée par: R g = l

(7.16)

(7.17)

Le générateur est connecté au redresseur comme le montre la figure (7.8). La relation entre

les paramètres d'entrée et de sortie du redresseur est donnée par [78]:

117


(7.18)

et 1 de = _7r_ I ..J6 (7.19)

E Ra Xs

Ide + E Ra Xs iVdC ::-

* Rde

--

Fig.7.S : Connections du redresseur au générateur

Le circuit électronique qui permet de contrôler et d'optimiser la charge Rg du générateur

pour obtenir le maximum de puissance de sortie est donné par la figure (7.9).

D'après les équations (7.18),(7.19) et ( 7.17 ), on aura:

Vde _ 18 V _ R -/ - --2 /- de

de 7r

En remplaçant (7.3) et (7.17) dans (7.20), on aura:

et

2 i 2

R _7r (I-D) R g-lsn eh

118

(7.20)

(7.21)

(7.22)


Ea Rg

+ I----I.t .r.r'--t-~ 1---+--+-"""1 C

* r Ji ~J 1~\1I1. ~ ~ ______ +-____ ~ __ ~e

Fig. 7.9 : Connections du redresseur au bus DC via un convertisseur DC/DC

Le point de fonctionnement de l'éolienne est déterminé par la charge imposée à la

génératrice. L'équation (7.22) qui donne la valeur de charge du générateur en fonction du

rapport cyclique D du convertisseur DCIDC, montre qu'il suffit de régler le rapport

cyclique en conséquence pour extraire le maximum de puissance électrique de 1'éolienne. À

chaque rapport cyclique donné du convertisseur DCIDC, correspond une résistance d'entrée

différente (imposée à la génératrice), et donc un couple résistant et par là un point de

fonctionnement différent. Plus le rapport cyclique est élevé, plus la résistance est faible,

plus le couple résistant est important et la vitesse de rotation est faible. Inversement si le

rapport cyclique est faible, la résistance est plus importante, le couple résistant sera faible

et l'éolienne atteindra des vitesses de rotation élevées.

Pour chaque valeur du rapport cyclique, le convertisseur DCIDC impose une tension Vdc j

qui se reflète sur l'amplitude de la tension du générateur. Les figures (7.10) à (7.18)

donnent le courant à l'entrée et à la sortie du redresseur (fig.a), la tensions du générateur

(fig.b) et la puissance délivrée à la charge pour différentes valeurs de la tension Vdc et pour

différentes vitesses du ven((fig.c). Les figures (7.10) à (7.12) représentent les résultats pour

les faibles vitesses du vent, la tension de ligne du générateur est de 80 volts, on remarque

119


que la puissance maximale est obtenue pour une tension Vdc de 30 volts. Les figures (7.13)

à (7.15) représentent les résultats pour les vitesses moyennes du vent, la tension de ligne du

générateur est de 140 volts, on remarque que la puissance maximale est obtenue pour une

tension Vdc de 50 volts. Les figures (7.16) à (7.18) représentent les résultats pour les fortes

vitesses du vent, la tension ligne du générateur est de 80 volts, on remarque que la

puissance maximale est obtenue pour une tension Vdc de 80 volts. On remarque que

l'utilisation d'un convertisseur De/De permet de récupérer l'énergie éolienne pour une

large gamme de vitesse du vent, y compris les faibles valeurs. On remarque aussi que pour

fonctionner en permanence à la puissance maximum, la commande de convertisseur

De/De doit être capable de déterminer et d'imposer la tension qui donne un

fonctionnement optimal du système.

11

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(b)

Fig.7.} 0: Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vdc= 20 volts.

120


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Fig.7.ll : Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vdc = 30 volts.

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4:00 ~ .................. .

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Fig.7.l2: Résultats obtenus pour les faibles vitesses du vent avec Vdc = 50 volts

121


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Fig.7.13 : Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vdc =30 volts,

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Fig.7.14 : Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vdc =50 volts,

122


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Fig.7.15 : Résultats obtenus pour les vitesses du vent moyennes avec Vdc =70 volts.

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Fig.7.l6 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec Vdc =60 volts.

123


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Fig.7.17 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec Vdc =80 volts.

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Fig.7.18 : Résultats obtenus pour les fortes vitesses du vent avec Vdc = 100 volts.

124


7.4. Réalisation du convertisseur MPPT pour l'éolienne

Le montage de la partie puissance du convertisseur MPPT pour l'éolienne qu'on a réalisé,

est illustré à la figure (7.19). L'élément de découpage du convertisseur est un IGBT de

type SG 1545 avec une diode anti-parallèle (roue libre) intégrée. L'interface pour le contrôle

de l'IGBT, sera de type flottant (voir fig.7.20). Il est constitué d'un opto-coupleur de type

Hl1LIM qui garantit l'isolation galvanique et un circuit pilote de type TC4424 qui permet

de fournir le courant nécessaire pour le déclenchement de l'IGBT. Le contrôle de l'IGBT

se fera à l'aide d'un microcontrôleur de type PIC 18F242 qui fournira un signal modulé de

type MLI calculé par l'algorithme MPPT (voir fig.7.21).

Source éolienne

~

Sortie du redresseur

f

L

D

RkapT<?UI' de umsiOl1

~

c Versks "e batteries

Fig.7.19 : Montage de la partie puissance du convertisseur

SOflit du PICl6F142

pcc (pW~l).·~""''''''''''' .12V

Rl

D.ZI DZ2

Q

-: GND2 Fig.7.20 : Montage du circuit d'interface de l'IGBT

125


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03

01N4007

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RAO/AND ~!========~ïl RAlIAN1 RA21AN2IV~

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RC2/CCP1 RC3JSCK/SCL RC4JSOIISOA

RC51SDO RCSITXJCK RC71RX1OT

13 R11N

L--C""lPWM

P1

L----,.l8HR2IN 11 T1IN L-_____ ~IO~ T2IN

R10UT 12 R20UT 9 T10UT' 14 T20ur f-.!...--------+-~+O

U2 L780SJT0220 vœ voo

C3

O.lu

C.

;!~=tjCI-02-02-VV-MAX232

C13~C12

lu ~ lu

Fig_721 : Montage de la partie commande du convertisseur

Les figures (7.22) à (7.25) donnent les formes d'ondes des principales grandeurs dans les

conditions normales de fonctionnement du convertisseur MPPT, c'est-à-dire quand le

courant iL diffère de zéro tout au long de la période de hachage ou quand on est en

conduction continue. Les perturbations de fonctionnement du convertisseur qu'on

remarque sur ces courbes sont induites par la charge de recouvrement de la diode.

~_: - -=-- -~-: -.

:

:

. -- •••• , i., ........... 1 ........... Il' 1 ........ 1""" '" f •• t····.-

250.0 us/diV Teru.p$

Fig.7.22 : Tension aux bornes de l'IGBT du convertisseur

126

CONS


""'1.. :: _.-.-.... - ..... _ .. ".--.... -."-,,.-

: J :

- -- -1 •••• 1 l'" J •••• , •••• 1 ••••• " •• 1 1 1 ................... t

25O.Q us/div , Ten1.p'

-i": '>'" -: ~-::. --'

1

Fig.7.23 : Tension aux bornes de l'inductance du convertisseur.

-' -1"'" 1 t 1 •• )' ••••••• , I ••••• f ••• 11'" 1 1 1" f •••••••• 1 1

250.0 us/div

Fig.7.24 : Tension aux bornes de la diode du convertisseur.

V -::-.--------.. --.. -----.--... ---.. ---.--...... _.-_ .. _."._ ....... __ ... -oC :

: :

: - ~ - ••••• t. 1""." l' fl ••••••• I". t ••• 1 t.,. 'l' ... ' It •• .,

250.0us/dv

Fig.7.25 : Tension aux bornes de sortie du convertisseur.

127


7.4. Méthode proposée pour la commande du système éolien

Le caractère aléatoire de la puissance éolienne occasionne des variations de la

puissance moyenne disponible sur l'arbre de la turbine, ainsi que des fluctuations

possibles de la charge alimentée par la génératrice, qui font varier le couple résistant vue

par cette dernière. C'est ici qu'intervient le système de commande proposé, c'est-à-dire

adapter la vitesse de rotation de la turbine pour travailler en permanence à la puissance !

maximum.

La figure (7.26) donne l'algorithme général de commande de l'éolienne. Le rôle de cette

commande consiste à trouver le point de puissance maximale en tout point d'opération de

l'éolienne, indépendamment de l'intermittence du vent et de la variation de la charge.

L'information sur la vitesse du vent n'étant pas disponible pour trouver le point de

puissance maximale à partir de la caractéristique qui décrit l'évolution de la puissance en

fonction de la vitesse de rotation de l'arbre. Donc, la commande de l'éolienne sera basée

sur l'acquisition de la tension et du courant à l'entrée du convertisseur DCIDC. A partir de

la perturbation du point fonctionnement qui en résulte de l'incrémentation ou la

décrémentation du rapport cyclique selon le sens de variation de la puissance, notre

algorithme permet la détection de la région de fonctionnement de l'éolienne et la

localisation du point de puissance optimale.

L'analyse du comportement du système de commande en cas de changement de la vitesse

du vent selon le sens du dernier pas donné au rapport cyclique (incrémentation ou

décrémentation), permettra de prédire la capacité du système à se situer par rapport au

deux régions de la courbe de la figure (7.27), et ainsi éventuellement réajuster sa décision

pour le prochain pas à donner au rapport cyclique. Pour atteindre le point de puissance

maximale, on augmente ou on diminue le rapport cyclique selon qu'on se trouve dans la

128


Initialisation du PWM : <1 <-d.,

Galcul de la Puissance Instantanée PI""V.[

Incrémentatîon du rapport cyd!que d (-d + &1

o

Calcul de la Puissance Instantanée P;+l-V.I

o

Fig.7.26 : Algorithme général de la commande de l'éolienne

129


région 1 ou II de la courbe. Dans un premier temps, la puissance croît (le maximum n'est

pas encore atteint), se stabilise (le maximum est alors atteint), puis diminue (le maximum

vient d'être dépassé). Le système détecte cette diminution de puissance, ce qui

conditionne une inversion du sens de la commande. La commande diminue, la puissance

va alors augmenter, repasser par le maximum, puis diminuer; dès que l'on détecte la

diminution de puissance, le sens de commande est à nouveau inversé. Finalement le

1 système se place en oscillation autour du maximum.

p Prna)(

:n:

v Fig.7.27 : Les deux régions 1 et II de la courbe P = j{ü)

Le tableau suivant résume les cas possibles d'évolution de la puissance P disponible à

l'entrée du convertisseur suivant l'incrémentation ou la décrémentation du rapport

cyclique D et donne la décision à prendre dans chaque cas (incrémentation ou

décrémentation) :

Perturbation !:1D !:1D> 0 !:1D < 0

Variation de P ~P>O ~P<O ~P>O ~P<O

Rapport ~P / ~d ~P/~d>O ~P/~d < 0 ~P/~d < 0 ~P/~d> 0

Prédiction du pt fonc. 1 II II 1

Variation du Crés + + - -Variation de n - - + +

Prochain pas !:1D + - - + Tableau 1: Effet du SIgne du pas donne au rapport cychque sur la pUissance

130


La localisation du point de puissance maximale est une opération qui se répète

continuellement, elle se traduit par l'oscillation du système autour d'un point d'équilibre

tant que la vitesse de vent n'a pas changé.

À chaque itération du programme de commande, une temporisation est nécessaire pour

donner le temps au système de se stabiliser, un nouveau point de fonctionnement

s'établit pour chaque rapport cyclique imposé.

Chaque valeur calculée de la puissance est soumise à un test pour déceler s'il s'agit de la

valeur maximale. Celle-ci a lieu à chaque fois qu'il y a un double changement du signe

du rapport I:1P/!::J) selon l'ordre déterminé dans le tableau II, ceci pendant les 4 dernières

itérations. Les deux cas possibles où la puissance maximale se situe dans l'intervalle

[2,3] du tableau II.

Itération # 1 2 3 4

I:1P/l:1d + - - +

I:1P/l:1d - + + -

Tableau II: Déduction de la puissance maxImale en fonction du sIgne du rapport

L'lP / L'lI) pendant les 4 dernières itérations.

Une fois la valeur optimale de la puissance PapI détectée, le rapport cyclique dopl

correspondant à la troisième itération (ou la deuxième) est sauvegardé, pour être utilisé

ultérieurement.

I.e système de commande s'assure également de l'état de charge des batteries, si ces

dernières sont complètement chargées, il les déconnecte et applique un rapport cyclique

nul au convertisseur pour le mettre au repos. Quand le système détecte une diminution

131


de la tension aux bornes des batteries, il remet en service le convertisseur en lui

appliquant le dernier rapport cyclique optimal détecté.

Lors des variations de la vitesse du vent, les changements de puissance se font à vitesse

de rotation n constante. Notre système doit être en mesure de se replacer sur la nouvelle

courbe à chaque fois que la vitesse du vent varie.

7.5. Validation de la méthode proposée

La figure (7.28) donne la puissance fournie par l'éolienne pour la basse vitesse de vent

sans l'utilisation de la méthode de contrôle MPPT. On remarque que l'éolienne ne produit

pas d'énergie, parce que la tension induite dans le générateur synchrone n'est pas suffisante

pour surmonter la polarisation dans le pont de diodes. La figure (7.29) donne pour la basse

vitesse de vent, la puissance éolienne obtenue avec de la méthode de contrôle MPPT

proposée. On remarque que l'utilisation du convertisseur de MPPT adapte le bus De au

générateur synchrone ce qui permet de récupérer l'énergie éolienne même aux basses

vitesses de vents.

PO'Ne:r(W) O.20m ..-------,.-----..,-------,------r-----..------, O.30m ..... ..., ""' """ ............... lOI ""' *' .... \IlIII ............. ., ...... *' lM .., ....... ,. ., ,. ..................... -Mil .......... iIÎIII> .... ,. _ .. w -· , • • O.40m

O.50m

01l0m

a.70m

O.tOm L-___ ....;.. _____________ ....... ________ ....J

0.00 10.00 20.00 30.00 Titne(ms)

410.00 00.00 00110

Fig.7.28: Puissance fournie par l'éolienne pour la basse vitesse du vent sans la méthode de contrôle MPPT.

132


Powe~'\,,") soo.oo ~-------r---------r-----~r---------~------__ ~------~

tloo.OO

400.00

200.00

• 1 · . , . _______ J _________ ~ ________ J _________ ~ ____ _

f 1 il ,

• 1 , , 1 , · . . , .

--------,---------,--------,---------,--------~---------· . . . -• • 0.00 '--________ ,;...-_____ ,;...-______ .i.., ...:... ____ ...:... ______ ...:... ______ ..J

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 GO.OO 00.00 Tlme(ms)

Fig.7.29: Puissance fournie par l'éolienne pour la basse vitesse du vent avec la méthode de contrôle MPPT

Figures (7.30) et (7.31) donnent, pour les fortes vitesses du vent, la puissance produite par

l'éolienne sans et avec la méthode de contrôle de MPPT. On remarque que pour les fortes

vitesses du vent, la puissance fournie par l'éolienne avec la méthode de contrôle MPPT

proposée est nettement supérieure à la puissance fournie par l'éolienne sans la méthode de

contrôle MPPT. La méthode proposée améliore l'efficacité énergétique de l'éolienne en

moyenne de 24%. Ceci montre que le convertisseur de MPPT est conçu pour être efficace

aussi bien que dans les hautes vitesses de vent que les basses.

Power{w) 14000.00 r--~..!..--r-------.---------......-----__,-----__.-------_,

t , ft. f • , t ,

12000.00 ________ J _________ ~ ________ J _________ ~ ________ L ________ _

• i • • , 1 • • • t • ~ fi • •

10000.00 --------1---------p--------1---------p--------.---------• • • 1

8000.00

1 0000.00

_______ ~ _________ ~ ________ J_~_._ .. _.~. ____ . __ ~ ________ _ 1 J • • • - . . , , • • • l , .... -.-~-.-------~._------~--------.~.-_._---~----_._--4000.00

2000,00 _~ ______ J _________ ~ ________ ~ ________ .~. ______ ~~ ___ •• __ .-

• • 1 1 • 1 ,. 0,00 L.-____ ,;...-____ ;... ____ ...:... ____ ....;' _____ .....;' ____ -J

0.00 10.00 20.00 40.00 GO.OO

Fig.7.30 : Puissance fournie par l'éolienne pour les vitesses de vent élevées

sans la méthode de contrôle MPPT

133

ao.oo


Power('\'t~ 1~ooDO r-------~------~--------~------~--------~------_,

1 1 • 1 1

12000.00

10000,00

8000.00

6000.00

.:lOon,oo

2000.00

• , • • 1 ________ J _________ ~ ________ J _________ ~ ________ l _______ _ _ 1 • ., • 1

1 1 1 1 1

• _. ___ ._J_. ___ .. _.~ ... ___ ..• _. __ ... _.~_._ ... _.~_. ______ . 1 • • f 1

1 1

_····-·_~···---··~r·····-··~-·-· __ ·-·~··-----·~· __ ···- _. .* •• * •• _~ ••••••••• ~ ••••••• *J •• _ •••••• ~ •••••• _.~._ ••••• _.

. 1 1 1 1 1 , . i • 0.00 .~------------------------------~------------------------------------------------~

0.00 10.00 2tl.OO 30.00 Tlmet (nu.')

40.00 GO.OO

Fig.7.31 : Puissance fournie par l'éolienne pour les vitesses de vent élevées

avec la méthode de contrôle MPPT

7.6. Conclusion

00.00

Le comportement dynamique du système éolien en présence des perturbations démontre

que les seuls paramètres qui sont directement affectés par les changements de la vitesse de

vent sont le courant de générateur synchrone, le courant du redresseur et le courant de

batterie. La relation entre la vitesse du générateur et la tension du bus DC est utilisée pour

commander le convertisseur MPPT et améliorer ainsi l'efficacité de système global.

L'utilisation d'un convertisseur de type abaisseur-élévateur pour commander la tension du

bus DC prouve qu'il est possible de produire efficacement de l'énergie éolienne dans toutes

les régions quel que soit la vitesse du vent sont élevées où basses. Dans ce chapitre, nous

avons présenté la conception du convertisseur MPPT développé et la méthode de contrôle

de MPPT proposée pour optimiser le transfert dans la chaîne de conversion d'énergie

éolienne,

l34


Un des objectifs principaux de ce travail a été la simplification de la chaîne de conversion

d'énergie. Ainsi, le redresseur à pont de diodes a été utilisé en association avec un simple

convertisseur DCIDC. Cette simplification a engendrée un nouveau concept de « MPPT

indirecte » qui utilise seulement des mesures électriques (courant et tension). Les

dispositifs mécaniques de mesure ont ainsi pu être éliminés. Dans cette architecture, la

stratégie de commande proposée pour la recherche du point de puissance optimale fait

totalement abstraction la caractéristique de l'éolienne.

135


CHAPITRE 8 : CONCLUSION ET PERSPECTIVES

Les travaux présentés dans cette thèse concernent les systèmes hybrides PV -éolien avec

stockage d'hydrogène. Ces systèmes sont amenés à connaître des développements

importants liés essentiellement à une volonté de plus en plus affichée de diversification des

moyens de production d'énergie et d'un meilleur respect de l'environnement. Associées à ,

une production centralisée, ces sources d'énergie peuvent contribuer à une meilleure

gestion de l'énergie électrique dans un contexte de développement durable. D'un point de

vue économique, ces systèmes ne sont pas encore compétitifs. Cependant, la sûreté élevée

qu'ils offrent, grâce à la présence de dispositifs de stockage d'énergie et à leur forte

décentralisation, conjuguée à une volonté publique, liée aux nécessités du développement

durable, commence à faire infléchir cette tendance et rendre, à moyen et long termes, ces

sources d'énergie économiquement viables.

C'est dans cet objectif de diminution du coût par l'optimisation du transfert d'énergie vers

les charges résidentielles et le stockage d'excédent d'énergie sous forme d'hydrogène dans

ces sources d'énergie que ces travaux s'inscrivent. Notre étude s'est focalisée sur un

système hybride PV-éolien, secteur dans lequel la rentabilité est loin d'être acquise et qui

nécessite donc un fort degré d'optimisation de l'efficacité énergétique. Ceci impose

simultanément de minimiser les coûts de production (équipements simples, minimum de

capteur, simplicité de contrôle ... ), d'usage (fiabilité, simplicité, ... ) et de recyclage, aspects

essentiels d'une « écoconception ». Dans ce contexte, de nouvelles solutions, relevant

d'une optimisation du transfert de puissance des sources d'énergies renouvelables vers les

charges résidentielles et le stockage d'excèdent d'énergie sous forme d'hydrogène, sont à

136


l'étude, notamment dans l'intégration des systèmes PV-éolien dans la production

distribuée. Différentes méthodes MPPT ont été développées pour la recherche du point de

fonctionnement optimal permettant de tirer le maximum d'énergie de la source PV quelles

que soient les variations de l'ensoleillement et de la température et pour n'importe quel

niveau de dégradation des modules PV.

L'étude comparative entre les méthodes MPPT rencontrées dans la littérature, nous a

permis de développer une approche non linéaire pour le transfert optimal de l'énergie dans

les systèmes PV. L'algorithme de cette méthode se base sur la mesure de la tension du

circuit ouvert des modules PV pour déterminer le point de référence, ce qui nous a permis

de se positionner au point de puissance maximale dès le début du fonctionnement du

système contrairement aux autres algorithmes qui nécessitent un balayage des différents

points de fonctionnement pour la recherche du point de puissance maximale. Une première

validation réalisée par simulation sous Matlab/Simulink a montré clairement l'efficacité de

la méthode proposée, comparée à la méthode classique.

Un convertisseur MPPT ainsi que sa commande ont été conçus selon la méthode MPPT

développée. La partie puissance est un convertisseur de topologie abaisseur modifié pour

fonctionner avec des tensions de sortie imposée par les batteries. La plate-forme

d'implémentation à base d'un PIC18F242, nous a permis de tester expérimentalement la

méthode proposée, ainsi que la combinaison de cette méthode avec la méthode perturbation

et observation. L'efficacité est améliorée à 92 % par rapport à 68 % obtenue par la méthode

classique.

Nos travaux ont porté également sur l'application du principe MPPT afin d'optimiser le

transfert de l'énergie dans les systèmes de production de l'énergie éolienne, en développant

137


d'une part une nouvelle topologie de convertisseur MPPT pour éolienne et d'autre part le

circuit et l'algorithme de commande.

Un système de conversion d'énergie éolienne est composé de la turbine éolienne ayant une

caractéristique qui lui est propre et qui dépend de paramètres de construction qui

définissent son potentiel à prélever l'énergie de la masse d'air en mouvement. En

choisissant judicieusement les paramètres (paramètres machine et tension continue) du

système, un système à vitesse variable, à coût minimum et énergétiquement assez

performant peut être obtenu. Une analyse préliminaire du fonctionnement de l'éolienne, a

montré d'une part que pour chaque valeur de la vitesse du vent, on a un seul point de

puissance maximale qui correspondant à une vitesse de la rotation optimale du générateur

électrique de l'éolienne pour une charge donnée. D'autre part, l'utilisation d'un convertisseur

entre le générateur et le bus De permet de faire varier cette vitesse. Le développement d'un

contrôle efficace du convertisseur a permit d'ajuster l'impédance d'entrée du convertisseur

vu comme charge par le générateur. Ainsi, la charge présentée à l'éolienne via le

convertisseur permettra de tirer le maximum de puissance.

Dans notre approche d'optimisation énergétique d'un système éolien, nous avons

développé une nouvelle topologie de convertisseur MPPT qui permet un transfert optimal

d'énergie éolienne pour une large gamme de vitesse de vent. La commande de ce

convertisseur est basée sur un algorithme MPPT où l'on fait totalement abstraction de la

caractéristique de l'éolienne. La méthode proposée améliore l'efficacité énergétique en

moyenne de 24%.

Les résultats d'optimisation du transfert d'énergie PV et éolienne permettent d'augmenter le

rendement global des transferts d'énergie des sources primaires du système d'énergie

138


renouvelable, ceci se traduit par une augmentation de production de l'hydrogène disponible

pour le stockage.

Dans l'avenir on peut imaginer l'extension des résultats de ce travail vers des systèmes de

puissance plus élevée qui sont connectés au réseau. La connexion au réseau public se pose

en des termes différents (niveau de tension plus élevés, ... ) et repose le problème en terme

de conception. Peut être, par une simple modification des onduleurs existants, en

implémentant les fonctions nécessaires au système MPPT on pourra s'affranchir de

l'électronique de puissance et de carte de commande dédiée. A ce niveau, des travaux sont

en cours à l'Institut de Recherche sur l'hydrogène pour développer une convertisseur DC /

AC économique et à haut potentiel d'intégration.

Pour assurer une plus grande disponibilité en énergie, plusieurs ressources photovoltaïques

et éoliennes sont interconnectées ensemble. L'excédant d'énergie est convertie en

hydrogène par un électrolyseur. Pendant les périodes de creux de productions des sources

renouvelables, des piles à combustibles sont utilisées comme générateur d'appoint pour

produire de l'énergie électrique à partir de l'hydrogène. Des études sur la commande

optimale de l'électrolyseur et des piles à combustibles sont en cours sur ce sujet à l'IRH et

concernent les modes d'interconnexion et de gestion de systèmes multi sources. Ces études

prévoient la connexion d'une éolienne, d'un champ de panneaux photovoltaïques, d'une

pile à combustible, d'éléments de stockage traditionnels et de récepteurs de puissance sur

un bus commun. L'énergie ainsi obtenue peut être ainsi consommée tout en optimisant tous

ces éléments ou bien injectée dans le réseau.

139


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148


ANNEXE A . Code source du programme microcontrôleur Pour le système PV

/********************************************************************/ /* Module: hardware.h */ /* Description: Initialise le hardware */ 1***************************************************** ***************/ #ifndef hardwareH #define hardwareH

#include "system.h"

#ifdef USE AVR

#endif

#in-;lude "timers.h" #include "UART.h" #include "ports.h" #include "analog.h" #include "memory.h"

extern void hardware_init(void);

#endif

/********************************************************************/ /* Module: hardware.c */ /* Description: Initialise le hardware */ /********************************************************************/ #include "hardware.h"

#ifdef USE PIC

#endif

#in-;lude "hw/system.c" #include "hw/timers.c" #include "hw/UART.c" #include "hw/ports.c" #include "hw/analog.c" #include "hw/memory.c"

/*************************************************************************/

/* Initialisations */ /*************************************************************************/ void hardware init(void) { -

ports_init() ; analog init () ; uart init () ; timers_init() ;

/********************************************************************/ /* Module: analog.h */ /* Description: Donne accès aux entrées analogiques */ /********************************************************************/ #ifndef analogH #define analogH

extern void analog init(void); extern void analog:start(unsigned char Channel); extern unsigned int analog_read(void);

#ifndef USE PIC exte~n unsigned int analog_in[4];

#endif

#endif

149


/********************************************************************/ /* Module: analog.c */ . /* Description: Donne accès aux entrées analogiques */ /********************************************************************/ #include "system.h" #include "analog.h"

unsigned int analog in[41; unsigned char analo9_index;

/********************************************************************/ /* Initialisation */ /********************************************************************/ void analog init{void) ( -

analog_index = 0;

#ifdef USE_AVR ADMUX 0; ADCSR = BV{ADEN) IBV{ADPS2) IBV{ADPSO); //BV{ADIE)

#endif

#ifdef USE_PIC setup_adc_ports{ALL_ANALOG) setup adc{ADC CLOCK INTERNAL);

#ëndif - -

analog_start{O) ;

/********************************************************************/ /* Demarrer conversion */ /********************************************************************/ void analog start{unsigned char channel) ( -

#ifdef USE_AVR

#endif

ADMUX = channel; sbi{ADCSR, ADSC);

#ifdef USE_PIC #byte ADCONO=OxFC2 ADCONO = (ADCONO&OxCO) + (channel«3) + 1; delay us{lO); ADCONO 1 = 4;

#endif

/********************************************************************/ /* Lire la valeur */ /********************************************************************/ unsigned int analog read{void) { -

#ifdef USE AVR while (bit is set {ADCSR, ADSC)) {}; return inw(ADCL);

#endif #ifdef USE_PIC

unsigned int result; #byte ADRESH=OxFC4 #byte ADRESL=OxFC3 result = ADRESH«8; result += ADRESL; return result;

#endif

/********************************************************************/ /* Effectuer les conversions */ /********************************************************************/ void timers analog{void) { -

150


Il Lire analog_in[analog_indexl = analog_read();

Il Demarrer la prochaine entree analog index++; if (analog_index==4) analog_index 0; analog_start(analog_index) ;

/********************************************************************/ 1* Sur conversion complété *1 /********************************************************************/ lIifdef USE AVR

IISIGNAL(SIG ADC)

lIendif

lIifdef Il

lIendif

II{ -Il}

USE PIC IIINT AD Ilon-analog isr II{ - -III

/********************************************************************/ 1* Module: memory.c *1 1* Description: EEPROM RW *1 /********************************************************************/ lIifndef memoryH IIdefine memoryH

lIifdef USE_AVR lIinclude <avr/eeprom.h>

Il Cast auto. IIdefine eeprom_read_byte(x) eeprom_read_byte«void*)x) IIdefine eeprom read worde(x) eeprom read word«void*)x) IIdefine eeprom=write_byte(x,y) eepr~m_write_byte«void*)x,y)

lIendif lIifdef USE PIC

IIdefine eeprom read byte(x) read eeprom(x) IIdefine - - eeprom read ~ord (x) ( (unsigned

int)read eeprom(x) «S)+read ;epro~(x+l» void eeprom write byte(unsigned char address, unsigned char data);

lIendif - -

#endif

/********************************************************************/ 1* Module: memory.c *1 1* Description: EEPROM RW *1 /********************************************************************/ lIinclude "system.h" lIinclude "memory.h"

lIifdef USE PIC IIdefine ÏNTCON OxFF2 IIdefine GIE 7

IIdefine EEADR OxFA9 IIdefine EEDATA OxFAS IIdefine EECON2 OxFA7 #define EECONl OxFA6

#define EEPGD 7 IIdefine CFGS 6 IIdefine WREN 2

151

int) ( (unsigned


#define WR 1

void eeprom_write_byte(unsigned char address, unsigned char data) {

}

unsigned char IntEnable;

#asm CLRF IntEnable BTFSC INTCON,GIE BSF IntEnable, ° loop:

BTFSC BRA loop

EECON1,WR

MOVF address,w MOVWF EEADR MOVF data,w MOVWF EEDATA

BCF EECON1, EEPGD BCF EECON1, CFGS BSF EECON1, WREN BCF INTCON, GIE

MOVLW Ox55 MOVWF EECON2 MOVLW OxAA MOVWF EECON2 BSF EECON1,WR

BTFSC IntEnable, ° BSF INTCON,GIE #endasm

/********************************************************************/ /* Module: ports.h */ /* Description: Donne accès au ports a usage general */ /********************************************************************/ #ifndef portsH #define portsH

extern void ports_init(void);

#ifdef USE_AVR

#endif

#define LED STATUS bit is set (PORTD, 5) #define LED-STATUS ON() sbi(PORTD, 5) #define LED=STATUS=OFF() cbi(PORTD, 5)

#ifdef USE PIC

#endif

#endif

#define LED STATUS input (PIN B7) #define LED-STATUS ON() output bit (PIN B7, 1) #define LED=STATUS=OFF() output_bit (PIN_B7, 0)

#define LED STATUS2 input (PIN B6) #define LED-STATUS2 ON() output bit (PIN B6, 1) #define LED=STATUS2=OFF() output_bit (PIN_B6, 0)

/********************************************************************/ /* Module: ports.h */ /* Description: Donne accès au ports a usage general */ /********************************************************************/ #include "system.h lO

#include IOports.h"

152


/********************************************************************/ 1* Initialisation des ports *'; /********************************************************************/ void ports init(void) { -

}

#ifdef USE_AVR DDRD = (1«5)

#endif #ifdef USE PIC

set tris b (oxCOi #endIf -

/*************************************************************************/ 1* Module: Timers.h *1 1* Description: Donne accès aux timers *1 /*************************************************************************/ #ifndef timersH #define timersH

#ifdef USE AVR #define TIME_BASE 5 1* 5 ms

#endif

#ifdef USE PIC #define TIME BASE 5 1* 5 ms

#endif

#define TIME(n)

extern void timers init (void) ; extern void timers -set pwml(unsigned extern void timers :set:pwm2(unsigned

*1

*1

char char

extern void timers analog (void) ; 1* voir extern void timers :taskman(unsigned char

#endif

dut y) ; dut y) ;

analog.c *1 task) ; 1* voir taskman.c *1

/********************************************************************/ 1* Module: analog.c *1 1* Description: Donne accès aux timers *1 /********************************************************************/ #include "system.h" #include "timers.h"

unsigned char TimeDiv;

/********************************************************************/ 1* Initialisation des timers et du comparateur analog *1 /********************************************************************/ void timers init(void) { -

TimeDiv = 0;

#ifdef USE AVR Il Timer 0: CLK 1 8 TCCRO = BV(CSOl);

Il Timers mask TIMSK = BV(TOIEO);

#endif

Il PWM TC CRIA TCCRIB

#ifdef USE_PIC set rtcc(O);

Ox81; OxOl;

setup_counters(RTCC_INTERNAL, RTCC_DIV_4+RTCC_8_BIT); setup_ccpl(CCP_PWM) ; setup_ccp2(CCP_PWM) ; setup_timer_2(T2_DIV_BY_l, 255, 1); Il 19.5/2 khz

153


enable interrupts(INT RTCC); #e~dif -

1***************************************************** ***************/ 1* Ajuster les PWM *1 1***************************************************** ***************/ void timers set pwm1(unsigned char dut y) ( --

#ifdef USE_AVR outw(OCR1L, dut y);

#endif

#ifdef USE PIC set~pwm1_duty(duty) ;

#endif

void timers_set_pwm2(unsigned char dut y) (

#ifdef USE_AVR #endif

#ifdef USE_PIC #endif

1***************************************************** ***************/ 1* Interruptions avr: 9 calls dans 5 ms *1 1***************************************************** ***************/ #ifdef USE_AVR

#endif

SIGNAL(SIG OVERFLOWO) ( -

}

timers taskman(TimeDiv); timers=:analog();

TimeDiv++; if (TimeDiv==9) {

TimeDiv 0;

SIGNAL(SIG OVERFLOW1) { -} SIGNAL(SIG INPUT CAPTURE1) { -}

1***************************************************** ***************/ 1* Interruptions pic: 12 calls dans 5 ms *1 1***************************************************** ***************/ Il (10000000/(4*4*256» #ifdef USE PIC

#int_rtcë clock_isr ()

} #endif

Il This function is called every Il the RTCC (timerO) overflows

timers_taskman(TimeDiv) ; timers_analog();

TimeDiv++; if (TimeDiv==12) {

TimeDiv = 0;

154

time (255->0) .


/*************************************************************************/ 1* Module: taskman.h *1 1* Description: Gestionnaire de tache *1 /*************************************************************************/ #ifndef taskmanH #define taskmanH

#define NB TASKS 3

Il taskl: Time-out port serie (comm) Il task2: Broadcast monitoring (mppt) Il task3: Flash led (main)

#if (NB TASKS>O) extern void taskl main (void) ;

#endif -#if (NB TASKS>l)

extern void task2_main(void) ; #endif #if (NB TASKS>2)

extern void task3 main (void) ; #endif -#if (NB_TASKS>3)

extern void task4_main(void) ; #endif #if (NB TASKS>4)

extern void taskS main (void) ; #endif -#if (NB TASKS>S)

extern void task6 main (void) ; #endif -#if (NB TASKS>6)

extern void task7 main(void); #endif -#if (NB TASKS>7)

extern void task8_main(void); #endif

enum {taskl=O, task2=1, task3=2, task4=3, taskS=4, task6=S, task7=6, task8=7};

extern void taskman init(void); extern void taskman=start(unsigned char taskID, unsigned char period); extern void taskman stop(unsigned char taskID); extern void taskman=set_period(unsigned char taskID, unsigned char period) ;

extern void taskman sleep(unsigned int period); extern void taskman=idle(void);

#endif /********************************************************************/ 1* Module: taskman.c *1 1* Description: Gestionnaire de tache *1 /********************************************************************/ #include " .. /hw/system.h" #include "taskman.h"

#define STOP_ID OxFF

typedef struct {

unsigned char timer; unsigned char period; TTask;

TTask tasks[NB TASKS1; unsigned int taskman_timer;

155


/ •••••• ********************.********************~***** ***************/ Il Initialisation du gestionnaire de tache *1 /********************************************************************/ void taskman init(void) { -

unsigned char i;

for (i=O; i<NB_TASKS; i++) {

tasks[il .period = STOP_ID; }

/********************************************************************/

Il Demarrer une tache *1 /********************************************************************/ void taskman_start(unsigned char taskID, unsigped char period) ( 1

tasks[taskIDl .timer = 0; tasks[taskIDl .period = period;

/********************************************************************/

Il Ajuster la periode *1 /********************************************************************/ void taskman set period(unsigned char taskID, unsigned char period) ( - -

tasks[taskIDl .period = period;

/********************************************************************/

Il Supprimer *1 /********************************************************************/ void taskman stop(unsigned char taskID) { -

tasks[taskIDl .period = STOP_ID; }

/********************************************************************/ 1* S'execute toutes les TIME BASE/TIME DIV ms *1 /****************.**********~*********~*************** ***************/ void timers taskman(unsigned char task) ( -

if (task==O) taskman_timer++;

if «task<NB_TASKS) && tasks[taskl .period!=STOP_ID) { tasks[taskl.timer++; if (tasks[taskl .timer>=tasks[taskl .period) {

Il PICs: pas de pointeur de fonction!!!! switch (task)

#if (NB TASKS>O) case ta~kl: taskl_main() break; #endif #if (NB TASKS>l) case ta~k2: task2_main(); break; #endif #if (NB_TASKS>2) case task3 : task3_main() break; #endif #if (NB TASKS>3) case ta~k4 : task4_main() break; #endif #if (NB TASKS>4) case ta~kS : taskS_main(); break; #endif #if (NB TASKS>S) case ta~k6 : task6_main(); break;

156


} }

}

#endif #if (NB TASKS>6) case task7 : task7 main(); break; #endif -#if (NB_TASKS>7) case task8 #endif

task8_main(); break;

tasks[task) .timer 0;

/********************************************************************/

1* Faire patienter *1 /***************************************~************* ***************/ void taskman sleep(unsigned int period) { -

unsigned int To;

To = taskman_timer + period;

while (To != taskman_timer) { taskman idle();

} -

/********************************************************************/ 1* Lorsque libre *1 /********************************************************************/ void taskman idle(void) { -}

I**********************************************~****** ***************/

1* Module: comm.h *1 1* Description: Protocole de communication *1 /********************************************************************/ #ifndef commH #define commH

#define FRAME_MAX_SIZE 16

extern void comm init(void); extern void comm-write frame(unsigned char size); extern void comm=send_text(void* text);

/*************************************************************/ #ifndef USE PIC

ext~n unsigned char comm_buffer[FRAME_MAX_SIZE) extern unsigned char comm_status;

#endif

Il Status #define STAT_STOPPED 0 #define STAT_RECEIVE 1 #define STAT_SEND 2 #define STAT_TIMEOUT 4 #define STAT_BROADCAST 8 #define STAT_OVERSIZE 16 #define STAT_ERROR 32

Il Commands #define FUNC_SYSTEM RESET OxOO #define FUNC_SYSTEM_ECHO Ox01

#define FUNC_EEPROM_READ Ox10 #define FUNC_EEPROM_WRITE Ox11

157


#define FUNC_MONITOR_START #define FUNC_MONITOR_STOP #define FUNC_MONITOR_DATA

#endif

Ox20

Ox30 Ox31 Ox32

/********************************************************************/ 1* Module: comm.c *1 1* Description: Protocole de communication *1 /********************************************************************/ #include " .. /hw/hardware.h" #include "taskman.h" #include "comm.h"

unsigned char comm_buffer[FRAME_MAX_SIZE1 unsigned char comm_status; unsigned char comm_index; unsigned char comm_size;

void comm timeout(void); unsigned char comm_get_checksum(unsigned char size) void comm_read_frame(void);

#ifdef USE_PIC #define comm_send_text(x) (while(comm_statuS&STAT_SEND);comm_buffer[11

FUNC_UTILS_TEXT; strcpy (&comm_buffer [21 ,x) ;comm_write_frame(FRAME_MAX_SIZE);} #endif

/********************************************************************/ 1* Initialisation *1 /********************************************************************/ void comm init(void) ( -

comm_status

/********************************************************************/ 1* Calcule le checksum *1 /********************************************************************/ unsigned char comm_get_checksum(unsigned char size) (

unsigned char i, checkSum = 0;

for(i=O;i<size;i++) (

checkSum += comm_buffer[i1

return checkSum;

/********************************************************************/

1* Initialise l'envois du buffer *1 /********************************************************************/ void comm write frame(unsigned char size) { --

Il Priorite en lecture: pas 2 buffers if (comm_status&STAT_RECEIVE) return;

comm_status 1= STAT_SEND; comm_index = 0;

Il Taille minimale requise nif (FRAME MAX SIZE>=8)

if(siz~<=8) {comm_size=8;comm_buffer[01=OxA8;} #endif nif (FRAME MAX SIZE>=16)

els~ if- (size<=16) {comm_size=16;comm_buffer[01=OxA9;}

158


#endif #if (FRAME MAX SIZE>=32)

elsë if- (size<32) {comm_size=32;comm_buffer[O]=OxAA;} #endif #if (FRAME MAX SIZE>=64)

elsë if- (size<64) {comm_size=64;comm_buffer[O]=OxAB;} #endif

el se return;

/********************************************************************/

1* Time-out *1 /********************************************************************/ void taskl main(void) ( -

comm_status &= -STAT RECEIVE; comm_status 1= STAT_TIMEOUT; taskman_stop(taskl);

/********************************************************************/ 1* Interprète les données dans le buffer *1 /********************************************************************/ void comm read frame(void) { --

5;

unsigned char i;

if (comm_get_checksum(comm_size)) {

comm_status 1= STAT_ERROR; return;

switch(comm_buffer[l])

case FUNC SYSTEM_RESET: reset_cpu () ; break;

case FUNC SYSTEM ECHO: c~m_writë_frame(comm_size) ; break;

case FUNC MONITOR START: c~m_status 1= STAT_BROADCAST; taskman_start(task2, comm_buffer[2]);

comm send_text ("Broacast on"); break;

case FUNC MONITOR_STOP: comm status &= -STAT_BROADCAST; taskman_stop(task2);

comm send_text("Broacast off"); break;

case FUNC EEPROM READ: 1 r verifiër la taille if (comm_buffer[3]>FRAME_MAX_SIZE-S) comm_buffer[3]

comm_buffer[3] +5;

Il Lire for (i=O; i<comm_buffer [3] ;i++) (

comm_write_frame(comm_size) ; break;

159


case FUNC EEPROM WRITE: 1 F Ecrire-for (i=O;i<comm buffer[3] ;i++) { -

eeprom_write_byte«comm_buffer[2]+i), comm_buffer[i+4]);

comm_write_frame(comm_size) ; break;

/********************************************************************/ 1* Continue l'envois du buffer *1 /********************************************************************/ void uart on transmit (void) { - -

if {

(comm_status&STAT_SEND && comm_indexicomm_size) 1

uart_write(comm_buffer[comm_index++]) ; ) else {

/********************************************************************/

1* Continue la reception du buffer *1 /********************************************************************/

void uart on received(void) { - -

if (comm status&STAT_RECEIVE) {

else {

Il Statut de lecture if (comm_index<comm_size) {

Il Lire comm buffer[comm_index++] uart_read() ;

if (comm_index==comm_size) {

Il Fin frame comm status &= -STAT RECEIVE; task~an_stop(taskl);-II Fin timeout comm_read_frame();

Il Demarrer le frame comm index = 0; comm-buffer[comm index++] = uart read(); comm=size = 1««(comm_buffer[O]&3)+3);

if (comm size>FRAME MAX_SIZE) {

comm_status 1= STAT_OVERSIZE; ) el se if «comm_buffer[0]&(-3» 1= OxA8) {

) else {

Il Statut comm_status 1= STAT_RECEIVE; comm_status &= -STAT_OVERSIZE; comm_status &= -STAT_ERROR;

160


Il Fermer le broadcast comm status &= -STAT BROADCAST; taskman_stop(task2) ;-

Il Activer le timeout taskman_start(taskl, TIME(lOO»;

/********************************************************************/ 1* Envoyer un texte sur le terminal *1 /********************************************************************/ #ifdef USE_AVR void comm send text(char* text} { --

)

unsigned char i; comm_buffer[l] = FUNC_UTILS_TEXT;

while (comm_status&STAT_SEND) ()

for (i=O;i<FRAME MAX SIZE-3;i++) { - -

comm buffer[i+2] = text[i]; if (comm buffer[i+2]==O) break;

) -

#endif

/********************************************************************/ 1* Module: MPPT.h *1 1* Description: Algo du MPPT *1 /********************************************************************/

#ifndef MPPTH #define MPPTH #include "calib.h"

#define mppt_monitoring task2_main

void mppt init(void}; void mppt=main(void} ;

#endif /********************************************************************/ 1* Module: MPPT.c *1 1* Description: Algo du MPPT *1 /********************************************************************/ #include "hw/hardware.h" #include "os/taskman.h" #include "os/comm.h"

#include "mppt.h"

#define STATUS SIGNE_DELTA_POWER 1 #define STATUS_SIGNE_CORRECTION 2

unsigned char status;

unsigned long power; unsigned int Vin; unsigned int Iin;

unsigned char PWM1; unsigned char TableDiv; unsigned char TablepWM;

161


void mppt read ADC(void) ; void mppt-check power (void) ; void mppt-algo base(void); void mppt-algo-track(void); unsigned ~har mppt read table (void) ; /*****************~*********************************** ***************/ 1* Initialisation *1 /********************************************************************/ void mppt_init(void) (

status = 0; vin = 0; lin = 0; TableDiv = 0; TablePWM = 0;

PWMl = eeprom read byte (INDEX PWMl INIT); comm_send_text("MPPT rUMing"); - -

/********************************************************************/ 1* Monitoring: envoyer les donnee *1 /********************************************************************/ void mppt_monitoring(void) (

comm_buffer[l] FUNC_MONITOR_DATA; comm_buffer[2] status; comm buffer[3] HI(analog in[O]); comm=buffer[4] LO(analog-in[O]); comm_buffer[S] HI(analog-in[l]); comm buffer[6] LO(analog-in[l]); comm=buffer[7] HI(analog-in[2]); comm buffer[B] LO(analog=in[2]); comm=buffer[9] HI(power); comm buffer[lO] LO(power) ; comm=buffer[ll] PWM1; comm buffer[12] 0; comm=buffer[13] 0; comm buffer[14] 0; comm=write_frame(16) ;

/********************************************************************/ 1* Programme principal *1 /********************************************************************/ void mppt main(void) ( -

static unsigned char FirstCal1 1;

Il Attente taskman_sleep(eeprom_read_word(INDEX_MPPT_TIMER» ;

Il Selon l'algo switch (eeprom_read_byte(INDEX_MPPT_ALGO» ( case 0:

Il Algo de base mppt_algo_base() ; break;

case 1: Il En tracking seulement mppt_algo_track() ; break;

Il Basé sur la table seulement case 2:

PWMl = mppt_read_table(); break;

Il Basé sur la table avec une marge de manoeuvre en tracking case 3:

162


}

TableDiv++; if (FirstCall Il TableDiv>eeprom_read_byte ('INDEX_MPPT_TABLE_DIV) ) ( Il Temps de lire la table TableDiv = 0; TablePWM = mppt read table(); if (FirstCall) - -{

FirstCall = 0; PWMl = TablepwM;

} } else ( Il Faire le tracking mppt algo track() ; if (PWM1>TablePWM) { 1

if (PWM1-TablePWM>eeprom read byte{INDEX MPPT TABLE TRACK» ( - - - - -PWMl = TablePWM+eeprom read byte(INDEX MPPT TABLE TRACK) ;

} - - - - -} else (

if (TablePWM-PWM1>eeprom_read_byte(INDEX_MPPT_TABLE_TRACK» (

PWMl = TablePWM-eeprom read byte (INDEX MPPT TABLE TRACK); } - - - - -

} } break;

case 4: if (FirstCall) ( FirstCall = 0; PWM1= mppt read table();

} --else ( mppt algo track{) ;

} - -timers_set_pwml{PWM1);

Il Test if (LED_STATUS2) (

LED STATUS2 OFF{); } - -el se (

/********************************************************************/ 1* Lire les entrées *1 /********************************************************************/ void mppt read ADC(void) ( --

vin analog in[O]; Iin analog=in[l] ;

/********************************************************************/ 1* calculer la puissance *1 /********************************************************************/

void mppt_check_power{void) {

unsigned long temp; unsigned int delta;

163


temp = (unsigned long) Vin * lin;

Il Orientation if (temp>=power) { status

} el se {

} power = tempo

/********************************************************************/ 1* Trouver la correction a effectuer *1 /********************************************1***********************/ void mppt algo base (void) 1 ( --

unsigned char count;

Il Lire la nouvelle puissance mppt_read_ADC() ; mppt_check_power() ;

Il Effectuer la correction count = eeprom_read_byte(INDEX_MPPT_GAIN);

}

if (status&STATUS SIGNE DELTA POWER) { - - -

if (255-PWMl<count) PWMl = 255; else PWMl += count;

} else {

if (count<pwMl) PWMl el se PWMl = 0;

Il Limiter if (PWMl

count;

< eeprom_read_byte(INDEX_PWMl_MIN) ;

if (PWMl > eeprom read byte(INDEX PWMl MAX); } - - --

/********************************************************************/ 1* Trouver la correction a effectuer *1 /********************************************************************/ void mppt algo track(void) ( --

unsigned char count;

Il Lire la nouvelle puissance mppt_read_ADC() ; mppt_check_power() ;

Il Trouver nouveau sens if (! (status&STATUS_SIGNE_DELTA POWER» (

status

Il Effectuer la correction count = eeprom_read_byte(INDEX_MPPT_GAIN);

if (status&STATUS SIGNE CORRECTION) { --

if (255-PWMl<count) PWMl = 255; el se PWMl += count;

}

164

PWMl

PWMl


}

else {

if (count<PWMl) PWMl else PWMl = 0;

Il Limiter

count;

if (PWMl < eeprom read byte (INDEX PWMl MIN);

-if - (PWMl- - > eeprom_read_byte(INDEX_PWMl_MAX) ; }

/********************************************************************/ 1* Trouver le dut Y cycle selon la table *1 /********************************************************************/ unsigned char mppt_read_table(void) (

unsigned char TableIndex;

int Yl,Y2,Xl,X2; signed long Temp;

Il Arreter le pwm timers_set_pwml(O) ;

Il Attendre 50 ms taskman_sleep(TIME(50»;

Il Lire les valeurs mppt_read_ADC() ;

Il Repartir le PWM timers_set-pwml(PWMl);

Il Trouver l'index TableIndex = 0;

for (TableIndex=O; TableIndex<8; TableIndex++) (

X2 = eeprom_read_word(INDEX_TABLE_DUTY_X+2*TableIndex) ; if (X2>Vin)

{ if (TableIndex==O) ( Il Avant la table return eeprom_read_byte(INDEX_TABLE_DUTY_Y);

} else ( Il Calculer avec interpolation lineaire TableIndex--; Xl eeprom_read_word(INDEX_TABLE_DUTY_X+2*TableIndex) ; Yl eeprom_read_byte(INDEX_TABLE_DUTY_Y+TableIndex); Y2 eeprom_read_byte(INDEX_TABLE_DUTY_Y+TableIndex+l);

Il Trouver la variation de y interpolé if (Y2>Yl) (

}

Temp Temp Temp

else {

Temp Temp Temp

(long) (Vin-Xl) * (Y2-Yl) ; Temp/(X2-Xl); Yl + Temp;

(long) (Vin-Xl) * (Yl-Y2); Templ (X2-Xl) ; Yl - Temp;

Il Nouveau PWM return Temp;

165

PWMl

PWMl


else if (Tablelndex==7) (

Il Après la table return eeprom_read_byte(INDEX_TABLE_DUTY_Y+7);

/*************************************************************************/

1* Module: main.c *1 1* Description: module principal *1 /*************************************************************************/

#include "hw/hardware.h"

#ifdef USE_AVR #include "os/taskman.h" #include "os/comm.h" #include IMPPT.h"

#endif

#ifdef USE PIC #include-"hw/hardware.c" #include "os/taskman.c" #include "os/comm.c" #include IMPPT.c"

#endif

/*************************************************************************/ 1* Initialisations *1 /*************************************************************************/ void init(void) (

hardware init () taskman Init () ; comm inIt () ; int_ënable() ;

comm_send_text(IICPU Reset");

/*************************************************************************/ 1* Faire flasher la led *1 /*************************************************************************/ void task3 main(void) { -

if (LED_STATUS) (

LED STATUS OFF() } - -else {

} 1***************************************************** ********************/ 1* Fonction main *1 /************~**************************************** ********************/

void main (void) (

init(); taskman_start(task3, -1); while (1) (

taskman_set-period(task3, eeprom_read_byte(INDEX_LED_TIMER» mppt_main() ;

166


ANNEXE B : Code source du programme microcontrôleur Pour l'éolienne

/*-------------------------------------------------------------------*/ #include <18F242.h> #device adc=8 #fuses HS,NOWDT,NOPROTECT,NOLVP #use delay(clock=10000000) #use rs232(baud=9600, xmit=PIN_C6, rcv=PIN_C7, BRGH10K) // Jumpers: 8 to 11, 7 to 12

/*-----------------------------prototypes des fonctions----------------------------------*/ void conf hardw(void) ; void get para (void) ; void init_para(void);

void acquisition (void) ; void run pwm(float dut y) ; void run:eol(void);

void process eOl(void); void detect popt(void); /*---------:--------------------déclaration unsigned int Eol_starting;

des variables--------------------------------*/

float Fpwm, d_zero, Vmax, delta_di float Veol, Ieol, Vbat; float Pui eol[4], d eol[4], dopt; int i, sl~pe[4]; -

/*dopt: rapport cyclique optimal eolienne*/ /*tableau pour la sauvegarde des pentes

calculees*/ /*---------------------------------programme int main (void)

principal-----------------------------------*/

(

run*/

conf hardw() ; init:para () ;

do {

acquisition () ; run eol () ;

-} while(l) ;

}

/*initializing parameters for first

/*----------------------------------------------------------------------------------------fonctions Liees directement aux modules (peripheriques), communication serie, acquisition, PWM, timers.

--------------------------------------------------------------------------------------*/ void acquisition(void) (

}

set_adc_channel(O) ; delay_us (10) ; Veol=read_adc() ;

set adc channel (1) ; delay us (10) ; Ieol="I;ead_adc();

set adc channel (2) ; delay us (10) ; Vbat="I;ead_adc() ;

/*---------------------~------------------------------------------------------------------fonctions de configuration et d'initialisation.

----------------------------------------------------------------------------------------*/ void conf hardw(void) ( -

setup_ccp1(CCP_PWM); // Configure CCP1 as a PWM setup_timer_2(T2_DIV_BY_1, 127, 1); // (1/10000000)*4*1*128=51.2 us or 19.5 khz

// (1/clock)*4*t2div*(period+1) avec period=127

167


setup port a( ALL ANALOG ); //set~p_ad~_ports(ALL_ANALOG) ; setup_adc( ADC_CLOCK_INTERNAL);

/*----------------------------------------------------------------------------------------initializing parameters for first run.

-----------------------------------------------------------------------------------------*/ void init_para(void)

Eol_starting 1;

for(i=O; i<4 i++) (

d eol[i] = d zero; p~i eol [il = 0; slope [il = 1;

/*---------------------------------------------------------------------------------------getting initial parameters from Labview interface: sending request, receiving data

---------------------------------------------------------------------------------------*/ void get-para(void) (

Fpwm = 19.5; d_zero = 0.5; delta_d = 0.05; Vmax = OxBD; /*Vmax(Vbat) en V: 3.7*/

/*----------------------------------------------------------------------------------------fonction qui génére les PWM pour les convertisseurs de l'eolienne

----------------------------------------------------------------------------------------*/ void run pwm(float dut y) { -

d_eol [3] d_eol [2] ; d_eol[2] d_eol[l]; d_eol [1] d eol [0] ; d eol [0] 1/ (duty*Fpwm*l*O. 00001); /*calculate

permitted resolution*/ required dut y depending

} /*----------------------------------------------------------------------------------------fonction d'optimisation du transfert d'energie de l'eolienne au bus OC,

-------------------------------------------------------------------------------------*/ void run eol(void) ( -

}

if (Eol_starting 1) dopt = d_zero;

if (Vbat < Vmax) (

el se {

}

if(d eol[O] == 0.0) (run:::pwm(dopt) ;}

el se process_eol() ;

/*cas des batteries chargees: aucun appel de courant du bus DC*/

/*---------------------------------------------------------------------------------------processus de gestion normale du transfert d'energie de l'eolienne au bus OC: batteries non chargees, rapport cyclique non nul,

---------------------------------------------------------------------------------------*/ void process_eol(void) {

168

on


}

if(EOl starting == 1) { -

Pui_eol[O] = Veol*Ieol; run_pwm(d_eol [0] +delta_d) ; delay_us (10) ; acquisition();

pui_eol [3] Pui_eol[2] Pui_eol [1] Pui_eol[O]

Pui_eol[2] ; Pui eol [1] ; pui:::eol[O] ; Veol*Ieol;

/*puissance optimale ?*/

if(slope[O] = 1) run-pwm(d_eol[O]+delta_d) ;

else

/*---------------------------------------------------------------------------------------fonction qui detecte la crete de la courbe Pui=f(vit) , en inspectant le changement du signe de la pente.

---------------------------------------------------------------------------------------*/ void detect popt(void) { -

Eol_starting = 0;

if(d eol[O] == 0) { -

else {

for(i=O; i<4 ; i++) {slope [il = 1;}

if (d eol [0] /*calcul slope[3] slope[2] slope [1]

! = d_eol [1] ) de la pente de

slope [2] ; slope [1] ; slope [0] ;

la courbe et mise a jour du tableau*/

if(Pui eol[O] == Pui eol[l]) {- -

else {

dopt = d_eol[l]; slope[O] = 1;

if«Pui eol[O]-pui eol[l])/(d eol[O]-d eol[l]) > 0) {slope[O] 1;} - - -

else {slope[O] = O;}

/*inspection du signe du tableau*/ if(slope[O]==l && slope[l]==O && slope[2]==O && slope[3]==1) {dopt = d_eol[l];}

if(slope[O]==O && slope[l]==l && slope[2] ==1 && slope[3]==O) {dopt = d_eol[l];}

169

Documents

UNIVERSITÉ DU QUÉBEC THÈSE PRÉSENTÉE À L'UNIVERSITÉ DU …depot-e.uqtr.ca/id/eprint/1194/1/030000401.pdf · 2011-12-07 · Université du Québec à Trois-Rivières Service